Produccion de Hidrocarburos

UNIVERSIDAD DEL ISTMO

“APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA VCD A UN CAMPO

PETROLERO PARA LA SELECCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN ÓPTIMA”

TESIS PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

PRESENTA Juan Luis Aranjo Cartas

DIRECTOR DE TESIS Ing. Ángel Roberto Alamilla García

ASESOR EXTERNO

M.C. Iván Galván Yescas

Santo Domingo Tehuantepec, Abril de 2010.

Agradecimientos

Agradecimientos

A mis padres Juan José Aranjo Ordaz y Sonia Cartas Canseco por su apoyo incondicional.

A mis hermanos José Roberto, Ricardo Eli, Cinthya Coral y Said Yosimar.

A mis asesores M.C. Iván Galván Yescas e Ing. Ángel Roberto Alamilla García por sus consejos.

A mis profesores de la carrera de Ingeniería de Petróleos por sus enseñanzas.

A mis compañeros de la Universidad del Istmo por su amistad.

Al departamento de Instalaciones Superficiales de Producción del Instituto Mexicano del Petróleo por las facilidades otorgadas.

Índice

Página

Capítulo I. Introducción……………………………………………………………………..1

Resumen………………………………………………………………………………...............1

1.1 Introducción……………………………………………………………………….............2

1.2 Objetivos…………………………………………………………………………...............3

1.3 Justificación………………………………………………………………………..............4

1.4 Alcance……………………………………………………………………………………..5

Capítulo II. Producción de hidrocarburos………………………….……………………..6

Resumen………………………………………………………………………………...............6

2.1 Etapas de explotación de hidrocarburos……………………………………….............7

2.1.1 Producción primaria………………………………………………………………....7

2.1.2 Sistemas artificiales de producción………………………………………………....8

2.1.3 Recuperación secundaria y mejorada…………………………………………….13

2.2 Sistema integral de producción………………………………………………………...16

2.2.1 Flujo en el yacimiento……………………………………………………………….17

2.2.2 Flujo en tuberías……………………………………………………………………..19

2.2.2.1 Flujo monofásico………………………………………………………...........20

2.2.2.2 Flujo multifásico ………………………………………………………...........23

2.2.3 Flujo en estranguladores…………………………………………………………....30

2.3 Instalaciones superficiales de producción…………………………………….............32

2.3.1 Sistemas de recolección……………………………………………………..............33

2.3.2 Sistemas de transporte……………………………………………………………....34

2.3.3 Sistemas de procesamiento………………………………………………………....36

Capítulo III. Metodología VCD……………………………………………………..........40

Resumen………………………………………………………………………………............40

3.1 Antecedentes………………………………………………………………………….....41

Índice

Página

3.2 Etapas de la metodología VCD……………………………………………………........42

3.2.1 Visualización…………………………………………………………………............44

3.2.2 Conceptualización…………………………………………………………………...44

3.2.3 Definición……………………………………………………………………..............45

3.3 Sinergias en E&P………………………………………………………………….............46

Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD……………………………...49

Resumen………………………………………………………………………………..............49

4.1 Descripción del campo petrolero……………………………………………………….50

4.2 Infraestructura de explotación existente……………………………………………….50

4.3 Perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90………………………..............52

4.4 Visualización. Identificación de escenarios de explotación………………………….58

4.4.1 Matriz de escenarios de pozos fluyentes…………………………………………..58

4.5 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización con la opción pozos fluyentes………………………………………………80

4.5.1 Conceptualización. Simulación de la red de transporte del campo A…............81

4.5.1.1 Modelado de la infraestructura de explotación actual……………………….81

4.5.1.2 Modelado de la infraestructura de explotación futura…………………….....85

4.5.2 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para la opción pozos fluyentes………………………………………………………………............87

4.6 Análisis económico de los escenarios más factibles para la opción pozos fluyentes………………………………………………………………………………………107

4.7 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas artificiales de producción...............................................................................................................................109

4.8 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria…………………………………………………………………………….............122

4.9. Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización para la opción sistemas artificiales de producción……………….............129

Índice

Página

4.10 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización para la opción sistemas de recuperación secundaria…………………….138

4.11 Análisis económico de los escenarios más factibles para sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria……………………………………...142

4.12 Definición. Consideraciones generales de la ingeniería básica de los escenarios seleccionados………………………………………………………………………………....144

4.12.1 Bases de usuario………………………………………………………………….....144

4.12.2 Automatización y control……………………………………………………….....148

4.12.3 Seguridad Industrial y protección ambiental…………………………………....149

Capítulo V. Resultados……………………………………………………………..............151

5.1 Resultados…………………………………………………………………………..........152

5.1.2 Pozos fluyentes……………………………………………………………................152

5.1.3 Sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria…………………………………………………………………………………....153

Conclusiones………………………………………………………………………………...155

Índice de tablas……………………………………………………………………………...157

Índice de figuras………………………………………………………………………….....159

Referencias…………………………………………………………………………………..161

Capítulo I. Introducción

1


Resumen

En este capítulo se definen los objetivos, la justificación y el alcance del presente

trabajo de tesis. Como introducción se muestra un panorama general de la

problemática que existe en la industria petrolera para administrar proyectos de

explotación de hidrocarburos, se plantea además el nuevo enfoque que la

industria ha adquirido, en el cual, cada disciplina trabaja en forma coordinada y

que se beneficia con la adopción y aplicación de metodologías de planeación y

administración de proyectos tales como la metodología VCD.


2

1.1 Introducción.

El desarrollo de un campo petrolero es de los proyectos que más requieren de

inversión de capital en el mundo moderno de los negocios. El objetivo de las

empresas petroleras es maximizar sus ganancias, sin embargo en un clima

comercial competitivo, resulta prácticamente imposible generar beneficios

económicos sin que exista cierta exposición al riesgo. El grado de riesgo se puede

reducir gracias a la información que proporcionan los avances tecnológicos que se

han generado en el área de Exploración y Producción (E&P), por ejemplo, los

levantamientos sísmicos 3D, la simulación numérica de yacimientos, entre otros

estudios.

En la industria petrolera convergen varias disciplinas, las más importantes para el

área de E&P, son la Geofísica, la Geología, la Ingeniería de Yacimientos, la

Ingeniería de Perforación, la Ingeniería de Instalaciones y la Ingeniería

Económica.

Tradicionalmente la industria petrolera ha administrado sus proyectos de

explotación bajo un enfoque que sigue una trayectoria de trabajo secuencial, en el

cual, cada disciplina evalúa el campo petrolero desde su particular punto de vista,

es decir, trabaja en forma aislada, por tanto, este enfoque es incapaz de modelar

todos los componentes del sistema de producción (desde el yacimiento hasta las

instalaciones superficiales) en forma simultánea [1] . Como consecuencia, los

ingenieros no toman en consideración todos los escenarios de explotación

potenciales, lo que a menudo se traduce en toma de decisiones no óptimas,

además se tiene el inconveniente del tiempo para pasar del análisis de una

disciplina a otra, que puede llevar meses e incluso años.

En años recientes han aparecido nuevas metodologías para la administración de

yacimientos, entre ellas, destaca la metodología FEL, “Front End Loading”, por sus

siglas en inglés, en los países de habla hispana la metodología lleva por nombre

VCD (visualización, conceptualización y definición).


3

La metodología VCD implica la creación de un grupo de trabajo multidisciplinario

que desempeñe sus actividades en forma coordinada desde el principio del ciclo

de vida de los proyectos de explotación, basado en tecnologías para análisis de

escenarios con métodos estocásticos, tecnologías de optimización y aplicación de

estándares industriales de E&P principalmente.

Cada disciplina, de acuerdo a sus roles y responsabilidades, plantea escenarios y

los evalúa, pero la decisión final acerca de cuál es la mejor estrategia de

explotación de un campo, es decir, el plan de ejecución del proyecto la toma el

grupo multidisciplinario de trabajo.

En el presente trabajo se desarrollará un estudio VCD, desde el punto de vista del

área de instalaciones de producción, con el fin de seleccionar la infraestructura de

explotación óptima de un campo petrolero. Se plantearán los escenarios

potenciales para el manejo de la producción del campo y, en base a un análisis

técnico-económico se seleccionará el escenario óptimo y, por ende, la

infraestructura de explotación óptima que requiere el campo.

El objeto de estudio del área de instalaciones de producción es el sistema integral

de producción, que contempla, principalmente, los sistemas de transporte y

recolección de hidrocarburos y el proceso de separación de los fluidos producidos.

1.2 Objetivos

Objetivo general

Implementar la metodología VCD a un campo petrolero, desde el punto de vista

del área de instalaciones de producción, para seleccionar la infraestructura de

explotación óptima para el manejo de la producción y obtener su diseño

conceptual, en cada una de las etapas de explotación por las que pasa un

yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de producción y recuperación

secundaria, apoyado en el simulador de flujo multifásico en tuberías Pipephase 9.2

de la compañía Invensys.


4

Objetivos específicos

• Realizar la descripción de las etapas del proceso de explotación por las que

pasa un yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de producción y

recuperación secundaria y mejorada.

• Describir los conceptos y ecuaciones básicas que modelan el flujo de

hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.

• Identificar los escenarios de explotación potenciales, así como los riesgos

inherentes a cada escenario.

• Evaluar técnica y económicamente cada uno de los escenarios factibles y

seleccionar el escenario de explotación óptimo.

• Realizar una descripción en forma general de los aspectos a considerar

durante la ejecución del proyecto, como son: bases de usuario para la

construcción de la infraestructura, automatización y control, seguridad

industrial y protección ambiental.

1.3 Justificación

Un gran número de empresas petroleras enfrentan problemas al momento de

administrar sus proyectos, algunos de los problemas más comunes son:

• Los estimados de costos y tiempos de ejecución generados en la

planeación que difieren de los costos y tiempos de ejecución reales.

• Las actividades ejecutadas no están en el plan de ejecución del proyecto.

• Riesgos encontrados en las fases de ejecución y operación del proyecto.

Estos problemas ocurren porque se evalúan escenarios sin opciones y además no

se consideran las interdependencias entre los componentes del subsuelo con los

de la superficie. Al ser los montos de inversión en la industria petrolera tan

grandes, estos problemas reducen notablemente la rentabilidad de los proyectos e

incluso pueden generar grandes pérdidas económicas para las empresas.

La metodología VCD fundamenta su aplicación en que la creación de valor se

encuentra al inicio, durante el periodo de análisis intelectual de los proyectos y no


5

durante su ejecución y operación. Cuando este análisis intelectual es bien

desarrollado se obtienen mejoras en los índices de costos, cronograma de

ejecución y desempeño operacional. Por esto, es fundamental para el ingeniero

involucrado con el área de instalaciones de producción de hidrocarburos

comprender el procedimiento y los criterios de la metodología VCD aplicada a la

selección y diseño de infraestructura de explotación de hidrocarburos.

1.4 Alcance

Para el presente estudio de aplicación de la metodología VCD, el alcance fue

planteado hasta la selección del mejor escenario de explotación, en la etapa de

conceptualización.

Capítulo II. Producción de hidrocarburos

6

Capítulo II. Producción de

hidrocarburos.

Resumen

En este capítulo se muestran los fundamentos de la producción de hidrocarburos en

cada una de las etapas de explotación por las que pasa un campo. De igual manera se

describen los principales sistemas artificiales de producción y algunos conceptos y

definiciones básicas acerca del sistema integral de producción que nos permiten

comprender el fenómeno del flujo de hidrocarburos del yacimiento hacia la superficie.


7

2.1 Etapas de explotación de hidrocarburos

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido subdivididas tradicionalmente en

tres etapas: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. Históricamente, estas etapas

describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica, esto no

siempre se cumple, ya que en ocasiones las operaciones de producción no se llevan a

cabo en el orden especificado.

2.1.1 Producción primaria

La producción primaria resulta de la utilización de las fuentes de energía natural

presentes en los yacimientos para el desplazamiento de los hidrocarburos hacia los

pozos. A esta etapa se le conoce también como de flujo natural. Las fuentes de energía

natural están representadas por el o los mecanismos de empuje presentes en el

yacimiento, el comportamiento de los fluidos en el yacimiento esta determinado en gran

medida por el mecanismo de empuje.

Existen básicamente seis tipos de mecanismo de empuje que proporcionan la energía

necesaria para la recuperación de hidrocarburos en la etapa de producción primaria [2] :

• Empuje por expansión del sistema roca-fluidos.

• Empuje por gas en solución.

• Empuje por expansión del casquete de gas.

• Empuje hidráulico.

• Empuje por segregación gravitacional.

• Empuje combinado.

En la etapa de producción primaria a los pozos se les llama pozos fluyentes, que desde

el punto de vista de producción, se definen como los pozos que son capaces de vencer

las caídas de presión a través de la trayectoria de flujo desde el yacimiento hasta las

instalaciones superficiales de producción con la energía propia del yacimiento [3] . Los

elementos que representan caídas de presión en dicha trayectoria de flujo son: el medio

poroso, la tubería de producción, el estrangulador y la línea de descarga.


8

Debido a la extracción de fluidos ocurre el proceso de depletación, es decir, la presión

del yacimiento declina a causa de la explotación constante de hidrocarburos. Cuando la

presión natural de un yacimiento no es suficiente para que el pozo fluya o el gasto de

producción deseado sea mayor que lo que la energía del yacimiento puede aportar, es

necesario recurrir a algún Sistema Artificial de Producción (SAP) que proporcione la

energía para llevar los hidrocarburos a la superficie. Típicamente solo el 10% del

petróleo original en el lugar se produce durante la etapa de recuperación primaria [4].

2.1.2 Sistemas artificiales de producción

Existen varias técnicas disponibles para asistir en el levantamiento de los fluidos a la

superficie. Todas estas técnicas en su conjunto reciben el nombre de sistemas

artificiales de producción.

Los SAP son equipos adicionales a la infraestructura de un pozo, que suministran

energía adicional a los fluidos producidos por el yacimiento desde una profundidad

determinada. El propósito de los SAP es mantener una presión de fondo baja de tal

modo que la formación pueda aportar el gasto de producción deseado [5] .

La instalación de los sistemas artificiales de producción, obedece a razones

económicas y técnicas. Antes de instalar un sistema artificial de producción es

conveniente hacer un estudio económico que compare todos los sistemas artificiales

bajo las siguientes premisas: inversión inicial, vida útil del sistema, costos de operación,

producción esperada, costos y duración de intervenciones a pozos, producción diferida

por intervenciones y estadística de fallas de los sistemas.

Los principales sistemas artificiales de producción son:

• Bombeo Neumático. • Bombeo Mecánico. • Bombeo Electrocentrífugo. • Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. • Bombeo Hidráulico.


Bombeo Neumático (BN).

para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido.

de los pozos en México que utilizan algún

este sistema [6] . El gas inyectado

fluido y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión de

mayor cantidad de fluidos hacia el fondo del pozo. El

de levantamiento de fluidos donde se utiliza gas a una presión relativamente alta (250

lbf/in2 mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico

El sistema de bombeo neumático requiere de equipo superficial y e

Los elementos principales que conforman e

2.1):

• Suministro de gas. • Red de B.N. y compresor a boca de pozo. • Medición y control de la inyección de gas. • Válvulas de inyección y m• Separación de gas y aceite.• Medición de los fluidos producidos.

Figura


El bombeo neumático proporciona energía artificial al pozo

para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido.

de los pozos en México que utilizan algún sistema artificial de producción operan con

inyectado provoca que disminuya la densidad de la columna

y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión de

mayor cantidad de fluidos hacia el fondo del pozo. El bombeo neumático es un método


mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico

eumático requiere de equipo superficial y e

Los elementos principales que conforman el sistema de bombeo n

Red de B.N. y compresor a boca de pozo. Medición y control de la inyección de gas. Válvulas de inyección y mandriles. Separación de gas y aceite. Medición de los fluidos producidos.

2.1 Esquema de bombeo neumático [6] .

9

eumático proporciona energía artificial al pozo

para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido. El 40%

roducción operan con

la densidad de la columna de

y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión del yacimiento mover

eumático es un método


mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico [5] .

eumático requiere de equipo superficial y equipo subsuperficial.

bombeo neumático son (fig.

.


10

El gas inyectado mueve el fluido hasta la superficie por una de las siguientes causas o

su combinación:

• Reduciendo la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación por la disminución de la densidad del fluido.

• Expansión del gas inyectado y el desplazamiento de fluido. El grado que alcance cada uno de estos mecanismos afectará el gasto de producción

del pozo, los cuales a su vez dependerán del método de bombeo neumático aplicado.

El bombeo neumático puede clasificarse como: bombeo neumático continúo y bombeo

neumático intermitente.

El bombeo neumático continuó se basa en la inyección constante de gas en el pozo

productor a través de una válvula de fondo, tal como se observa en la fig. 2.1. La

instalación puede ser diseñada de tal forma que permita la inyección de gas, ya sea en

el espacio anular o bien, en el interior de la tubería de producción. La columna de fluido

por encima del punto de inyección es aligerada por la aereación causada por la relativa

baja densidad del gas. La disminución resultante en la presión de fondo causa un

incremento en el gasto de producción.

El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado

volumen de aceite, impulsado por el gas que se inyecta a alta presión. El gas propulsor

puede ser inyectado en un sólo punto bajo la columna del fluido o bien, en puntos

múltiples de inyección, un regulador en la superficie controla el tiempo de cada ciclo de

inyección- producción [7] .

Existen diversos tipos de válvulas que se emplean en las operaciones de bombeo

neumático. La principal función de estas válvulas es la de controlar la cantidad de gas

que se inyecta para levantar la columna de fluido hacia la superficie. Generalmente

estas se distinguen por su sensibilidad a las presiones de cierre o apertura, tanto en la

tubería de revestimiento como en la tubería de producción. Las válvulas comúnmente

empleadas son: válvulas operadas por presión, válvulas operadas por fluidos y válvulas

reguladoras.


11

Bombeo Mecánico (BM). Este sistema consiste en instalar en el fondo de la tubería de

producción una bomba subsuperficial, la cual succiona el aceite debido al movimiento

reciprocante de un embolo que se desplaza en forma ascendente y descendente en el

interior de la bomba al ser puesto en operación desde la superficie por medio de un

mecanismo conocido como unidad de bombeo mecánico. La unidad de bombeo

mecánico trabaja con la energía proporcionada por un motor eléctrico o de combustión

interna. El sistema de bombeo mecánico es recomendable emplearlo en pozos que

presentan las siguientes características:

• Pozos con producción de aceites viscosos. • En pozos desviados. • Pozos alejados de instalaciones de inyección de gas o energía eléctrica. • Pozos en zonas urbanas (por seguridad). • En pozos con profundidades someras (menores de 2500 metros).

Bombeo Electrocentrífugo (BEC). Consiste de una bomba centrifuga multietapa

localizada en alguna posición en el fondo del pozo, generalmente como parte integral

del aparejo de producción [8] . El sistema de bombeo electrocentrífugo es de los más

empleados a nivel mundial después del bombeo neumático y mecánico.

El sistema de bombeo opera sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el

extremo de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de los

disparos. En su diseño es importante determinar principalmente el tamaño y número de

etapas que se requieren en la bomba y la potencia del motor. Un equipo de bombeo

electrocentrífugo tiene una vida media de 4 años.

Los componentes principales de una unidad de bombeo electrocentrífugo son:

• Motor eléctrico. • Protector. • Bomba centrífuga multietapas. • Separador de gas. • Cable eléctrico. • Tablero de control. • Transformador.


12

El sistema de BEC cuenta además con otros accesorios para asegurar una buena

operación, como son: flejes para cable, válvula de drene, válvula de contrapresión,

centralizadores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos

para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable.

El motor eléctrico y la bomba centrifuga multietapas están acopladas al mismo eje. La

electricidad es llevada desde la superficie hasta la profundidad de colocación del equipo

subsuperficial a través del cable eléctrico. El sistema es energizado y manipulado

desde el tablero de control situado en la superficie, como se muestra en la fig. 2.2.

Figura 2.2 Unidad de bombeo electrocentrífugo [7] .

Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. El aparejo de cavidades progresivas opera

sumergido en el fluido del pozo, suspendido en el extremo inferior de la tubería de

producción. El aparejo es impulsado desde la superficie por varillas de succión con

movimiento giratorio vertical impuesto a través de un sistema de transmisión


13

apropiadamente conectado a la fuente de potencia por medio de poleas, bandas y

masas.

Adicionalmente, un conjunto de mecanismos de relojería, interruptores y fusibles,

permiten controlar el sistema. La bomba es de tipo volumétrico o de desplazamiento

positivo, consta esencialmente de dos engranajes helicoidales interiores entre sí, el

rotor, la pieza interna y el estator, la pieza externa.

El equipo subsuperficial de una unidad de bombeo rotatorio de cavidad progresiva está

compuesto por el conjunto estator-rotor y las varilla de succión. Los componentes del

equipo superficial son: estopero, varilla pulida, reductor de engranes, motor eléctrico y

tablero de control.

En el interior del estator gira el rotor impulsado desde la superficie por varillas de

succión convencionales. Este movimiento genera cavidades, de tal manera que el fluido

que llega a la primera cavidad es inmediatamente impulsado desde la succión hasta la

descarga creando la acción de bombeo.

Bombeo Hidráulico (BH). Los sistemas de bombeo hidráulico transmiten su potencia

mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este

fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba

subsuperficial que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho

fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la

superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son el agua y crudos livianos.

El sistema de bombeo hidráulico se clasifica en bombeo hidráulico tipo pistón y bombeo

hidráulico tipo jet. El bombeo hidráulico es uno de los sistemas de levantamiento

artificial menos aplicados actualmente.

2.1.3 Recuperación secundaria y mejorada

La recuperación secundaria es la técnica de producción de hidrocarburos en el cual se

inyecta gas o agua con la finalidad de mantener la presión del yacimiento. Estimaciones

generales muestran que en la etapa de recuperación secundaria se recupera del 20 al

40 % del petróleo original en el yacimiento [4] . Generalmente el método de


14

recuperación secundaria seleccionado se aplica después de la producción primaria,

pero puede implementarse durante la etapa de producción primaria.

Inyección de Agua. Es el método más utilizado en la recuperación secundaria. Es

necesario tomar en cuenta diversos factores entre los que destacan los siguientes:

calidad y cantidad del agua de inyección, propiedades de los yacimientos y disposición

final del agua.

De acuerdo a la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se

puede llevar a cabo en dos formas diferentes [9] :

• Inyección periférica o externa. • Inyección en arreglos o dispersa.

La inyección periférica o externa consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo,

en los flancos del yacimiento. El agua se inyecta en el acuífero asociado al yacimiento.

La inyección en arreglos o dispersa se refiere a la inyección de agua dentro de la zona

de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo y gas) del

volumen invadido hacia los pozos productores.

Para sistemas de inyección de agua a yacimientos “costa afuera” la principal fuente de

captación es el agua de mar, que por sus altos contenidos de sales, es necesario

tratarla previamente con tecnologías capaces de eliminar esas sales minerales

disueltas, y así, evitar posibles daños al yacimiento.

Inyección de Gas. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos

generales [9] :

• inyección de gas interna o dispersa. • inyección de gas externa.

La inyección de gas interna o dispersa se refiere a la inyección de gas dentro de la zona

de petróleo, se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución.

El gas emerge junto con el petróleo al poco tiempo de ser inyectado.


15

La inyección de gas externa consiste en la inyección de gas en la cresta de la

estructura donde se encuentra el casquete de gas. Por lo general, se lleva a cabo en

yacimientos con segregación gravitacional.

Recuperación Mejorada. Los métodos de recuperación mejorada también llamados

métodos de recuperación terciarios o métodos EOR (por sus siglas en inglés Enhanced

Oil Recovery), se utilizan generalmente para desplazar petróleo adicional después de

que los procesos de recuperación primaria y secundaria se vuelvan no rentables. Se les

define como un esquema de recuperación que emplea la inyección de fluidos que

normalmente no están presentes en el yacimiento [4] .

Los costos por barril de los métodos de recuperación mejorada son considerablemente

mayores que los costos de las técnicas de recuperación convencionales, por lo tanto, la

aplicación de los métodos EOR es generalmente mucho más sensible al precio del

petróleo.

Los métodos de recuperación mejorada pueden dividirse en cuatro tipos básicos [10] :

• Inyección de vapor. Consiste en inyectar vapor en el yacimiento para reducir la

viscosidad del petróleo y hacer que fluya más fácilmente.

• Combustión in situ. Al igual que la inyección de vapor, es un proceso térmico. La

combustión de las fracciones ligeras del petróleo es sostenida por la inyección

continua de aire.

• Proceso de desplazamiento miscible. Es un proceso en el cual un fluido miscible

(solvente) en el petróleo a las condiciones de presión y temperatura del

yacimiento, es inyectado al yacimiento para desplazar el petróleo. Los solventes

más utilizados son dióxido de carbono, metano y nitrógeno.

• Inyección de polímeros. Esta técnica involucra la adición de polímeros al agua de

inyección para aumentar su viscosidad, con esto se incrementa la eficiencia de

desplazamiento y se mejora la movilidad del petróleo remanente.


16

2.2 Sistema integral de producción

El sistema integral de producción es el conjunto de elementos que transporta los fluidos

del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los

envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización (ver fig. 2.3).

Asimismo, un sistema integral de producción puede ser relativamente simple o puede

incluir muchos componentes.

Los elementos básicos de un sistema de producción son [11] :

• Yacimiento.

• Pozo.

• Línea de descarga.

• Cabezal de recolección.

• Separadores y equipo de proceso.

• Instrumentos de medición.

• Tanques de almacenamiento.

Figura 2.3 Sistema integral de producción [12] .


17

2.2.1 Flujo del yacimiento al pozo

Se entiende por yacimiento la porción de una trampa geológica que contiene

hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente.

Los hidrocarburos que ocupan los poros de la roca almacén, se encuentran a alta

presión y temperatura, debido a la profundidad en que se encuentra la zona productora.

El yacimiento es uno de los componentes más importantes del sistema integral de

producción. En el yacimiento la pérdida de presión se encuentra en un rango de 10 a 30

% del total [13] . En consecuencia, el flujo hacia el pozo depende de la caída de presión

en el yacimiento, es decir, la presión del yacimiento menos la presión de fondo fluyendo

(Pws – Pwf). La relación entre el gasto y la caída de presión en el medio poroso es muy

compleja y depende de parámetros tales como propiedades de los fluidos, propiedades

de las rocas, saturación de los fluidos, daño a la formación, turbulencia y mecanismos

de empuje.

El análisis del flujo de fluidos del yacimiento al pozo o comportamiento de afluencia se

basa en dos procedimientos: el índice de productividad y la ecuación de Darcy. El

comportamiento de afluencia representa la capacidad del yacimiento para aportar

fluidos a un pozo, es decir, indica la respuesta del yacimiento a un abatimiento de

presión en el pozo productor. Conociendo el comportamiento de afluencia se tendrá una

idea más precisa de la capacidad de producción de los pozos, sean estos de aceite o

de gas y recaerá en el mejor conocimiento del gasto de producción con el cual se

deberá explotar el yacimiento para extender la vida fluyente de éste.

Para yacimientos de aceite bajosaturados, es decir, aquellos yacimientos cuya presión

este por encima de la presión de saturación (Pb) y solo está presente la fase líquida, la

formulación del índice de productividad (J o IP) para la modelación del comportamiento

de afluencia muestra buenos resultados. En este modelo se supone que el gasto es

directamente proporcional al abatimiento de presión entre el yacimiento y la vecindad

del pozo. A la constante de proporcionalidad de esta relación se le llama índice de

productividad.


18

� = �� = �� − �� … … … … … … … … (1)

Donde:

� = �� = Índice de productividad [bls/dia @ c.s. /lbf/in2].

�� = Gasto de aceite [bls/dia @ c.s.].

�� = Presión de fondo estática, presión promedio del yacimiento [lbf/in2].

�� = Presión de fondo fluyendo [lbf/in2].

Para yacimientos de aceites saturados, cuando la �� es menor que la presión de

saturación �� , existe flujo de dos fases en el yacimiento, en este caso, la ecuación (1)

ya no se cumple. El índice de productividad se convierte en relación de comportamiento

de afluencia (IPR) y se define como el ritmo del cambio del gasto de producción con el

abatimiento de presión, es decir, el comportamiento de una curva definida como:

� = �� = �� … … … … … … … … … (2)

Solamente ecuaciones empíricas están disponibles para modelar el comportamiento de

afluencia de yacimientos de dos fases. De los modelos más usados en la industria son

la ecuación de Vogel y la ecuación de Standing.

Vogel (1968) propuso la siguiente expresión para predecir el comportamiento de

afluencia para pozos produciendo con empuje de gas disuelto, usando una gráfica

normalizada, con presiones y gasto adimensionales [11] .

��á� = 1 − 0.2 �� − 0.8 �� … … … … … . (3)

Donde:

��á� = Gasto máximo que puede aportar el pozo o potencial del pozo [bls/dia @ c.s.].

La aplicación del método es muy simple, solo se necesita una prueba de producción

para obtener valores de presión de fondo fluyendo �� contra gasto de aceite ��, así


19

como la presión de fondo estática ��. La ecuación (3) solo es aplicable para eficiencias

de flujo (��) igual a 1.

Standing (1971) presentó una familia de curvas, en adición a las de Vogel para

diferentes valores de �� [14] . Standing define a la �� como:

�� = ΔP"#$%&Δ�'()* = �� − �� − Δ�� − �� … … … … … … . (4)

Δ�,: representa la caída de presión por daño a la formación.

La ecuación de Standing para la determinación de la curva de comportamiento de

afluencia queda de la siguiente forma:

��á� = 1 − 0.2 -�′�� / − 0.8 -�′�� /�

… … … … … . (5)

Donde: �′�� = �� − 1�� − ��2�� … … … … … … … … . (6)

Del método de Standing es factible obtener:

• El gasto máximo posible para pozos con o sin daño, o bien, estimulados.

• El gasto para cualquier �� y diferentes valores de ��.

• La curva de IPR para pozos dañados, estimulados o sin daño.

Otros de los modelos del comportamiento de afluencia son la ecuación de Fetkovich, el

método de la curva generalizada propuesta por Patton y Golan, la ecuación de Zhang,

entre otros [11,15] .

2.2.2 Flujo en tuberías

Una vez que se establece la conexión entre el yacimiento y la superficie, es decir, ya que

se ha perforado el pozo, los fluidos aportados por el yacimiento viajan a través de

tuberías (verticales, horizontales e inclinadas) hasta llegar a los separadores y tanques

de almacenamiento. Por tal razón, es necesario contar con una ecuación que describa el


20

comportamiento de los fluidos en función de las caídas de presión existentes a lo largo de

la trayectoria de flujo.

El flujo en un pozo productor puede ser monofásico o multifasico, en la gran mayoría de

los pozos el flujo es multifasico, con al menos dos fases (gas y liquido) presentes. Pocos

pozos productores y casi todos los pozos inyectores experimentan flujo de una sola fase

[7] .

2.2.2.1 Flujo monofásico

El flujo monofásico de aceite en un pozo productor se presenta solamente cuando la

presión a la cabeza del pozo está por encima de la presión de punto de burbuja del

aceite, lo cual generalmente no es la realidad [15] . Sin embargo, es conveniente empezar

con el flujo monofásico líquido para establecer el flujo de fluidos en pozos donde

generalmente domina el flujo multifásico.

La ecuación del balance energía se fundamenta en el principio de conservación de la

energía, el cual establece que un fluido con flujo en régimen permanente, al abandonar

una parte de un sistema, lo hace con una energía igual a aquella con la que entró, más el

trabajo suministrado a dicho fluido o menos el cedido por éste.

Considerando un fluido que viaja del punto 1 al punto 2 en una tubería de longitud L y

altura ∆z (fig. 2.4). La primera ley de la termodinámica para un fluido incompresible y un

sistema donde el trabajo externo es cero, conduce a la siguiente ecuación para la caída

de presión, conocida como ecuación de Bernoulli:

∆� = �1 − �2 = 556 7∆8 + 7

256 ∆:� + 2;<7:�=56> … … … . . (7)

Donde:

∆� = Caída de presión a través de la tubería [lbf/ft2].

�1 = Presión en el punto 1 [lbf/ft2].

�2 = Presión en el punto 2 [lbf/ft2].

5 = Aceleración de la gravedad [32.17 ft/s2].

56 = Factor de conversión [32.17 lbm-ft/lbf-s2].


21

7 = Densidad del fluido [lbm/ft3].

∆8 = incremento de elevación [ft].

: = Velocidad del fluido [ft/s].

;< = Factor de fricción de Fanning.

= = Longitud de la tubería [ft].

> = Diámetro interno de la tubería [ft].

Figura 2.4 Esquema de flujo a través de una tubería [15] .

El primero, segundo y tercer término del lado derecho de la ecuación (7) representan

las pérdidas de presión debido a cambios en elevación, la aceleración y la fricción,

respectivamente. A la ecuación (7) se le acostumbra escribir de las siguientes formas:

Δ�Δ= = 7 5Δ8

56Δ= + 7 Δ:�256Δ= + 2;<7:�

56> … … … … … … . (8)

@Δ�Δ=AB = @Δ�

Δ=A( + @Δ�Δ=A)6 + @Δ�

Δ=A� … … … … … . (9)

Donde:

DEFEGHB = Pérdida de presión total [lbf/ft

2 / ft].

DEFEGH( = Pérdida de presión por elevación [lbf/ft

2 / ft].


22

DEFEGH)6 = Pérdida de presión por aceleración [lbf/ft

2 / ft].

DEFEGH� = Pérdida de presión por fricción [lbf/ft

2 / ft].

El flujo monofásico en tuberías horizontales se describe por las mismas ecuaciones que

para flujo monofásico vertical, pero con la simplificación que la caída de presión por

elevación es cero. Si el fluido es incompresible y el diámetro de la tubería es constante,

la caída de presión por aceleración es también cero [7] .

El flujo monofásico puede ser caracterizado como laminar o turbulento, dependiendo

del valor de un grupo adimensional, el número de Reynolds, que es la relación de las

fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas de un fluido en movimiento. Para flujo en un

conducto circular, el número de Reynolds en unidades de campo está dado por:

IJ( = 1.48�7>K … … … … … … … . (10)

Donde:

IJ( = Número de Reynolds.

� = Gasto del fluido [bls/dia].

ρ = Densidad del fluido [lbm/ft3].

> = Diametro interno de la tubería [in].

µ = Viscosidad del fluido [cp].

El factor de fricción de Fanning ;< para flujo laminar es una función del número de

Reynolds, mientras que en flujo turbulento el factor de fricción depende del número de

Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería.


23

2.2.2.2 Flujo multifásico

Además del aceite, la mayoría de los pozos productores de aceite producen una cierta

cantidad de gas, agua y algunas veces arena. Estos pozos reciben el nombre de pozos

multifásicos. En un pozo de aceite, generalmente se alcanza un punto en la trayectoria de

flujo en donde la presión este por debajo de la presión de punto de burbuja, por lo tanto,

el gas disuelto se libera, y a partir de ese punto hasta la superficie ocurre el flujo

multifásico.

En términos de la industria petrolera, el flujo multifásico se refiere al flujo simultáneo de

dos o más fases distintas en pozos, tuberías y equipos de proceso. Las mezclas

multifasicas más comunes son las mezclas líquido-líquido-gas, como aceite-agua-gas. El

flujo bifásico es el caso más sencillo de flujo multifásico. El flujo bifásico se define como el

flujo simultaneo de una mezcla heterogénea, es decir, se presentan dos fases con

propiedades físicas distintas, separadas por una interfase definida.

La diferencia fundamental entre flujo monofásico y multifásico consiste en la existencia de

diferentes distribuciones geométricas de las fases que ocupan el área transversal de la

tubería en el flujo multifásico, esta distribución geométrica se conoce como patrones o

regímenes de flujo.

Debido a la diferencia entre las propiedades y las velocidades de desplazamiento de las

fases, existen patrones de flujo distintos. Para flujo vertical existen cuatro patrones de

flujo: flujo burbuja, flujo bache, flujo anular-bache y flujo anular.

Para flujo horizontal se tienen seis patrones de flujo: flujo estratificado, flujo ondulado,

flujo anular, flujo bache, flujo burbuja y flujo niebla. Los patrones de flujo antes

mencionados se muestran en la figura 2.5.


24

Figura 2.5 Patrones de flujo bifásico en tuberías horizontales y verticales [14] .

Los patrones de flujo mostrados en la figura 2.5 se describen a continuación [16] :

• Flujo estratificado. El líquido y el gas fluyen en capas totalmente separadas, por

gravedad, el líquido ocupa la parte baja de la tubería, debido a lo anterior no

existe flujo estratificado para tuberías verticales.

• Flujo ondulado. El gas fluye en la parte superior de la tubería a una velocidad tal

que se alcanzan a formar ondas de líquido en la interfaz líquido-gas. Este patrón

de flujo no se presenta en tuberías verticales.

• Flujo anular. El líquido fluye en un anillo continuo en la pared de la tubería, el gas

fluye en el centro del anillo.

• Flujo bache. Conocido en inglés como slug, se forma un flujo intermitente de gas

y líquido en el cual, con cierta frecuencia fluye una burbuja de gas y


25

posteriormente un bache o tapón de líquido, en este patrón de flujo se presentan

oscilaciones de presión y flujo.

• Flujo burbuja. En este patrón de flujo existen burbujas de gas dispersas en el

líquido.

• Flujo niebla. En este patrón de flujo el gas arrastra gotas de líquido.

En el análisis de problemas asociados al flujo multifásico a través de tuberías es

necesario conocer y entender el significado físico de un conjunto de parámetros

asociados que permitan comprender la fenomenología que ocurre y familiarizarse con el

flujo de fluido multifásico. A continuación se explican brevemente algunos conceptos

básicos del flujo multifasico, específicamente del flujo de mezclas bifásicas aceite-gas.

Colgamiento (Holdup). Se define como colgamiento a la fracción del volumen de la

tubería ocupada por la fase líquida.

LG = MGM … … … … … … … … … … (11)

Donde:

LG = Colgamiento de líquido.

MG = Volumen de la tubería ocupado por la fase líquida [ft3].

M = Volumen total de la tubería [ft3].

Velocidad superficial. Se define la velocidad superficial de una fase como la velocidad a

la cual circularía dicha fase si fluyera sola por la tubería.

NG = �GO … … … … … … … … … … … . . (12)

NP = �PO … … … … … … … … … … … . . (13)

Donde:

NG, NP = Velocidad superficial de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].

�G, �P = Gasto de líquido y gas respectivamente [ft3/s].

O = Área transversal de la tubería [ft2].


26

Velocidad real. Se define la velocidad real de una fase como la velocidad a la cual circula dicha fase si fluye simultáneamente con las otras fases a través de la tubería.

NG = NGLG … … … … … … … . . (14)

NP = NP1 − LG … … … … … … (15)

Donde:

NG, NP = Velocidad real de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].

NG, NP = Velocidad superficial de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].


Velocidad de la mezcla. Se define como la suma de las velocidades reales de las fases.

N� = NG + NP … … … … … … … … … … (16) Donde:

N� = Velocidad de la mezcla bifásica [ft/s].

NG, NP = Velocidad real de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].

Deslizamiento de fases. Debido a que el gas tiene una menor densidad que el líquido,

puede desplazarse con mayor velocidad, por lo cual, ha sido desarrollada la relación de

velocidades de las fases llamada deslizamiento, la cual se muestra a continuación.

Q = NPNG … … … … … … . . (17)

Donde:

Q = Deslizamiento de fases.

NP = Velocidad real del gas [ft/s].

NG = Velocidad real del líquido [ft/s].


27

La existencia de un determinado patrón de flujo en un sistema bifásico depende de: los

flujos de cada fase, variables geométricas como el diámetro y el ángulo de inclinación

de la tubería y de las propiedades físicas de las fases como la densidad y la viscosidad.

La determinación del patrón de flujo representa el problema principal en el flujo bifásico

líquido-gas. En general, todas las variables (pérdidas de presión, colgamiento,

velocidad, densidad, viscosidad, etc.) asociadas al flujo de fluido dependen del patrón

de flujo existente en la tubería.

En flujo multifásico, al igual que en flujo monofásico, la ecuación para calcular la

pérdida de presión total en una tubería está en función de las pérdidas de presión por

elevación, aceleración y fricción, con la diferencia que las expresiones para calcular

estas pérdidas de presión cambian debido a la existencia de las diferentes fases. Las

pérdidas de presión por aceleración son mínimas, por esa razón no se discutirán. Cabe

destacar que los simuladores de flujo multifásico consideran la contribución de la

pérdida de presión por aceleración a la caída de presión total.

Las pérdidas de presión por fricción a lo largo de una tubería de longitud L, en flujo

multifásico esta dado por:

@∆�∆=A� = ;RS7TN��256> … … … … … … … (18)

;RS = ;TURS … … … … … … … . . … . . (19)

Donde:

D∆F∆GH�= Pérdida de presión por fricción [lbf/ft

2 / ft].

;RS = Factor de fricción de dos fases.

7T = Densidad de la mezcla [lbm/ft3].

N� = Velocidad de la mezcla bifásica [ft/s].


> = Diámetro interno de la tubería [ft].

;T = Factor de fricción de mezcla bifásica sin deslizamiento.


28

URS = multiplicador empírico de deslizamiento entre fases.

Las pérdidas de presión por elevación a lo largo de una tubería de longitud L, en flujo

multifásico se calcula a partir de la siguiente expresión:

@Δ�Δ=A( = 5Δ8

56= V7GLG + 7P(1 − LG)W … … … … … (20)

Donde:

DEFEGH( = Pérdida de presión por elevación [lbf/ft

2 / ft].

5 = Aceleración de la gravedad [32.17 ft/s2].


∆8 = incremento de elevación [ft].

= = Longitud de la tubería o segmento de tubería [ft].

7G = Densidad de la fase líquida [lbm/ft3].

7P = Densidad de la fase gas [lbm/ft3].


A lo largo de la historia de la industria petrolera han sido desarrollados distintos

modelos matemáticos para predecir las pérdidas de presión de mezclas bifásicas en

tuberías, muchos de ellos tienen su origen en la experimentación y la aplicación de

términos empíricos con el propósito de tener un conjunto de ecuaciones que

reproduzcan los datos obtenidos en la realidad. La mayoría de las correlaciones

empleadas para determinar la pérdida de presión en flujo bifásico calculan el

multiplicador empírico de deslizamiento entre fases URS como una función del

colgamiento de líquido LG [17] .

En términos generales las correlaciones empíricas para el cálculo de las pérdidas de

presión en flujo bifásico pueden clasificarse en tres tipos [18] :

• Correlaciones empíricas tipo I. Estas correlaciones consideran los diferentes

patrones de flujo pero no toman en consideración el deslizamiento entre fases.

En la mezcla multifásica ambas fases viajan a la misma velocidad. En este grupo


29

se incluyen las correlaciones de Poettman y Carpenter, Baxendell y Thomas,

Francher y Brown.

• Correlaciones empíricas tipo II. Estas correlaciones toman en cuenta el

deslizamiento entre las fases pero no consideran los patrones de flujo, es decir,

considera a la mezcla multifásica como una mezcla homogénea. Este grupo está

integrado por las correlaciones de Hagerdon y Brown, Gray, Asheim.

• Correlaciones empíricas tipo III. Estas correlaciones consideran tanto el

deslizamiento entre las fases como los diferentes patrones de flujo que pueden

existir en una tubería. Este grupo lo constituye las correlaciones de Beggs y Brill,

Mukherjee y Brill, Duns y Ros, Orkiszwsky, Aziz.

Además de las correlaciones empíricas, se han desarrollado también modelos

mecanísticos, que parten de las leyes físicas de conservación de energía, de materia y

de momento para modelar los fenómenos asociados al flujo multifásico. Entre los

modelos mecanísticos más importantes se tienen los de Ansari, Xiao, Tacite y OLGA.

En la tabla 2.1 se presenta la aplicabilidad de los modelos de flujo multifásico en

tuberías más utilizados en la industria petrolera.

Tabla 2.1 Aplicabilidad de los principales modelos de flujo multifásico [19] .

Modelo Tubería Horizontal Tubería Vertical

Beggs y Brill √ √

Duns y Ros x √

Hagerdon y Brown x √

Mukherjee y Brill √ √

Eaton √ x

Ansari x √

Orkiszwski x √

Dukler √ x

Aziz x √

Tacite √ x

Xiao √ x

Gray x √

OLGA √ x

Leyenda:

√ modelo recomendado para la aplicación

x modelo no recomendado para la aplicación


30

2.2.3 Flujo en estranguladores

Un estrangulador es una herramienta cuya función es la de restringir el paso de un

fluido bajo presión con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades

deseadas. Instalar un estrangulador en la cabeza del pozo significa fijar la presión en la

cabeza del pozo y, por lo tanto, la presión de fondo fluyendo y el gasto de producción.

El estrangulador se instala por las siguientes razones [20] :

• Mantener suficiente contrapresión para prevenir la entrada de arena.

• Proteger a los equipos de superficie de altas presiones.

• Prevenir la conificación de gas o agua.

• Producir al yacimiento al gasto óptimo.

Existen dos tipos de comportamiento de flujo a través de un estrangulador: flujo crítico y

flujo subcrítico. El flujo crítico ocurre cuando la velocidad del fluido en la sección

transversal más pequeña de la restricción es igual a la velocidad del sonido en ese

medio. Cuando la velocidad del fluido es menor que la velocidad del sonido, recibe el

nombre de velocidad subcrítica, propiciando que el comportamiento de flujo sea

subcrítico.

Si el flujo es subcrítico, la velocidad de flujo está relacionada con la caída de presión a

través de la restricción. Por otra parte, si el flujo es crítico, el gasto está relacionado

solamente con la presión corriente arriba, así, la reducción en la presión corriente abajo

no afecta el gasto, ya que la perturbación nunca puede transmitirse corriente arriba. Por

esta razón, los estranguladores se operan comúnmente bajo condiciones de flujo crítico

para aislar al yacimiento de las fluctuaciones de presión introducidas por los equipos de

superficie.

La existencia de flujo crítico o subcrítico depende de la relación de presión aguas abajo

a presión aguas arriba del estrangulador. Si esta relación de presiones es menor que

una relación de presión critica, existirán condiciones de flujo crítico. Si la relación de

presiones es mayor o igual a la relación de presión crítica existirá flujo subcrítico [15] .


31

La relación de presión crítica a través de estranguladores se expresa de la siguiente

manera:

X��Y*(R�YS Z6

= @ 2[ + 1A

\\]^ … … … … … … (21)

[ = _S_` … … … … … … … … … … (22)

Donde:

��Y*(R = Presión a la salida del estrangulador [lbf/in2].

�YS = Presión aguas arriba del estrangulador [lbf/in2].

[ = Relación de calores específicos.

_S = Calor especifico a presión constante [BTU/lbm°F].

_` = Calor especifico a volumen constante [BTU/lbm°F].

Cuando el aceite producido llega a la cabeza del pozo, la presión a la cabeza del pozo

Pwh esta generalmente por debajo de la presión de punto de burbuja del aceite, esto

significa que existe gas libre en la corriente de fluido que fluye por el estrangulador [15] .

Mezclas gas-aceite que exhiben flujo critico a través de estranguladores, generalmente

tienen una relación de presión critica entre 0.5 y 0.6 [11] .

Muchos investigadores han desarrollado correlaciones empíricas para el flujo crítico de

mezclas aceite-gas a través de estranguladores, estas correlaciones están basadas en

datos de campo y de laboratorio. Entre las correlaciones empíricas para flujo bifásico

gas-aceite más utilizadas en la industria petrolera están las correlaciones de Gibert,

Ros, Baxendell, Achong y Pilehvari. Las ecuaciones propuestas por estos

investigadores tienen la misma forma general, pero tienen valores diferentes para las

constantes. Estas correlaciones tienen la siguiente forma general:

��a = _��QT … … … … … … … . . (23)

Donde:


32

��a = Presión a la cabeza del pozo [lbf/in2].

� = Relación gas aceite [ft3/bl].

� = Gasto bruto de líquido [bls/dia].

Q = Diametro del estrangulador [1/64 in].

Los valores de las constantes C, m y n son constantes empíricas relacionadas a las

propiedades del fluido producido. En la tabla 2.2 se muestran los valores de las

constantes para cada una de las correlaciones empíricas antes mencionadas.

Tabla 2.2 Valores de las constantes para las diferentes correlaciones de flujo en estranguladores [15] .

Correlación C m n

Gilbert 10 0.546 1.89

Ros 17.4 0.5 2

Baxendell 9.56 0.546 1.93

Achong 3.82 0.65 1.88

Pilehvari 46.67 0.313 2.11

Además de las correlaciones empíricas, se han desarrollado modelos teóricos para el

flujo bifásico gas-aceite a través de estranguladores. Estos modelos están derivados de

análisis de balance de materia, de momento y de energía. Algunos de los modelos

teóricos más empleados son los de Sachdeva, Perkins y Selmer-Olsen [15] .

2.3 Instalaciones superficiales de producción

En un campo petrolero la producción de los pozos pasa a través de la línea de

descarga a un múltiple de producción. Un múltiple de producción consiste en un arreglo

de válvulas que, de acuerdo a la presión de las corrientes de los pozos, pueden dirigir la

producción hacia diferentes colectores. Existen colectores de alta, media y baja presión.

Los colectores conectan los pozos con las instalaciones superficiales de producción

para su procesamiento.

El propósito de las instalaciones superficiales de producción es [21] :


33

• Separar la corriente del pozo en sus tres componentes fundamentales: gases,

líquidos e impurezas solidas.

• Remover el agua de la fase liquida.

• Acondicionar el aceite.

• Acondicionar el gas.

2.3.1 Sistemas de recolección

En la mayoría de los campos petroleros la producción de los pozos se recolecta en

estaciones de proceso o llega a una tubería común llamada colector. El sistema de

recolección y separación comienza en el pozo y termina en los tanques de

almacenamiento de aceite y gas o en la entrada del oleoducto o gasoducto que envía el

aceite y gas separados a las refinerías y a los complejos procesadores de gas

respectivamente.

El tipo de sistema de recolección y separación más utilizado permite el manejo común

de varias corrientes de pozos, como se muestra en la figura 2.6. En este sistema los

pozos individuales, denotados por 1, están conectados a los colectores, denotados por

2. La producción de cada pozo es transportada al colector correspondiente a través de

su línea de descarga. En los colectores, las corrientes de los pozos son transportados a

la estación central de recolección, denotado por 3. En la estación central de recolección

están las instalaciones superficiales de producción que se encargan de separar la

producción de los pozos en aceite, gas y agua, así como, acondicionar el gas y el aceite

para que cumplan con las especificaciones requeridas.


34

Figura 2.6 Sistema de recolección típico [22] .

En campos ubicados costa afuera, la producción de una plataforma que maneja un

conjunto de pozos, se recolecta en un múltiple de producción submarina. La producción

total de los pozos proveniente del múltiple de producción submarina puede dirigirse

hacia la tubería conductora ascendente (riser) de la plataforma si se trata de una

plataforma de proceso o el múltiple de producción submarina se conecta por medio de

un ducto submarino a una plataforma separada, en donde los hidrocarburos producidos

son procesados si se cuenta con la infraestructura de proceso o enviados a

instalaciones de producción terrestres.

2.3.2 Sistemas de transporte

Una red de sofisticados sistemas de tuberías transporta aceite, gas natural y productos

petrolíferos desde campos productores y refinerías alrededor del mundo a los

consumidores en cada nación. El transporte de hidrocarburos a través de ductos es una

operación continua y confiable.

Los ductos han demostrado una habilidad para adaptarse a una gran variedad de

ambientes incluyendo áreas remotas y entornos hostiles. Debido a su mayor flexibilidad

comparada con otras alternativas de transporte, la mayoría de las refinerías en el

mundo son alimentadas por uno o más ductos [23] .

Los ductos pueden dividirse en diferentes categorías, incluyendo la siguiente [15] :

• Ductos que transportan aceite o gas de los pozos a los múltiples de producción.


35

• Ductos que transportan aceite o gas de los múltiples de producción a las

instalaciones de producción.

• Ductos que transportan aceite o gas entre instalaciones de producción.

• Ductos de exportación que transportan aceite o gas de las instalaciones de

producción a las refinerías o usuarios.

Los ductos para el transporte de hidrocarburos varían significativamente en cuanto a su

longitud, pueden tener longitudes que van desde unos pocos metros hasta miles de

kilómetros. Los diámetros utilizados varían en tamaño, desde 2 pulgadas hasta 60

pulgadas. Para el transporte en distancias considerables, generalmente se requiere de

bombas, para el caso del transporte de aceite, o compresores para el transporte de gas.

Las bombas y compresores proporcionan la energía necesaria para vencer las pérdidas

de presión a lo largo de la trayectoria de flujo.

En la mayoría de los casos, es deseable transportar una sola fase por una tubería, ya

sea esta fase líquida o gaseosa. En un oleoducto la presencia de gas puede reducir la

eficiencia de flujo y la eficiencia de la bomba. En un gasoducto la presencia de líquido

reduce la eficiencia de flujo y ocasiona daños a los compresores y otros equipos de

proceso.

Hay ocasiones, sin embargo, en donde es más económico y más práctico transportar

ambas fases (aceite y gas) simultáneamente en la misma tubería, a este tipo de tubería

se le llama oleogasoducto. En general, estas situaciones ocurren cuando los volúmenes

a transportar son relativamente pequeños y la eficiencia de flujo no es un factor crítico,

o cuando la construcción de dos líneas separadas, una para el aceite y otra para el gas,

es muy costosa.

Los oelogasoductos se utilizan principalmente en campos petroleros costa afuera, en

donde los costos de construcción de los ductos son mayores comparados con los

costos en tierra. En campos costa afuera se emplean los oleogasoductos para

transportar la producción de los pozos que maneja una plataforma a una planta de

proceso ubicada en otra plataforma o en tierra.


36

El diseño de un oleogasoducto requiere del conocimiento del perfil de producción que el

oleogasoducto va manejar y de la caída de presión total a lo largo del oleogasoducto. A

partir de esta información, se determina el diámetro de la línea, asegurándose de que

las velocidades de flujo proporcionen condiciones de operación favorables.

El criterio de evaluación primario para el diseño de oleogasoductos, es la velocidad

erosional, el cual debe mantenerse por debajo del valor conocido de velocidad erosional

del fluido. El diseño de líneas multifásicas es significativamente más complejo que para

líneas monofásicas debido a que las condiciones de erosión resultantes son totalmente

dependientes del régimen de flujo desarrollado, si se tiene producción de arena, la

situación se vuelve aún más compleja [24] .

El método estándar que emplea la industria de hidrocarburos para determinar la

velocidad erosional es el API-14E, este estándar recomienda calcular la velocidad

erosional por medio de la siguiente relación empírica [25] :

:( = _(7�)b.c … … … … … . . (24)

Donde:

:( = Velocidad erosional [ft/s].

7� = Densidad de la mezcla multifásica [lbm/ft3].

C es una constante empírica, para fluidos libres de sólidos tiene un valor de 100.

Valores de C, de 150 a 200 pueden usarse cuando la corrosión en la tubería es

controlada por inhibidores de corrosión o cuando se emplee tuberías con aleaciones

resistentes a la corrosión [25] .

2.3.3 Sistemas de procesamiento

Los fluidos producidos por los pozos petroleros son mezclas complejas de

hidrocarburos líquidos, gaseosos y algunas impurezas. Es necesario remover el gas y

las impurezas de los hidrocarburos líquidos antes que estos sean almacenados,

transportados y comercializados. Los hidrocarburos líquidos (condensados) y las


37

impurezas también deben eliminarse del gas natural antes que el gas se envíe a las

líneas de venta.

Las impurezas que pueden encontrarse en los pozos productores son: acido sulfhídrico,

dióxido de carbono, agua, vapor de agua, mercaptanos, nitrógeno, helio y sólidos [12] .

La mayoría de estas impurezas causan diversos tipos de problemas operacionales.

La separación de la corriente proveniente de los pozos en aceite y gas es la forma de

procesamiento en campo más común y más simple. Al equipo empleado para realizar

esta operación se le denomina separador. Los separadores se clasifican de acuerdo a

su geometría en verticales, horizontales y esféricos. Se pueden clasificar también en

separadores bifásicos y separadores trifásicos. Los separadores trifásicos además de

separar el gas natural, separan también el líquido en aceite y agua libre.

La separación de gas natural, hidrocarburos líquidos e impurezas se desarrolla por

medio de varios métodos de procesamiento en campo, dependiendo de la composición

de los fluidos que entran al separador y la calidad deseada de las corrientes de aceite y

gas separado. Los métodos de separación incluyen: efectos de la gravedad, el tiempo,

químicos, de calor, procesos mecánicos, procesos eléctricos o la combinación de estos

[12] .

El líquido que sale del separador se compone principalmente de aceite libre, agua libre,

una emulsión aceite-agua y sedimentos. Esta mezcla debe tratarse para remover estas

impurezas del aceite. La mayoría de los contratos especifican un porcentaje máximo de

sedimentos y agua (BS&W) que puede estar presente en el aceite. Esta especificación

varia típicamente de 0.3 % a 0.5 % dependiendo del lugar. Algunas refinerías tienen un

límite en contenido de sal en el aceite. Los límites de contenido de sal en el aceite van

de 10 a 25 lb de sal por cada 1000 bls [26] .

Generalmente, el gas separado está saturado con vapor de agua y debe ser

deshidratado a un nivel aceptable, normalmente menos de 7 lb/MMPC [26] . En

condiciones de presión alta, el vapor de agua puede condensarse, el agua libre causa

corrosión en las líneas de transporte. La presencia de agua libre en el gas natural bajo

condiciones de alta presión y turbulencia promueve la formación de hidratos de gas,


38

que son compuestos cristalinos que pueden llegar a bloquear parcial o totalmente las

tuberías [12] .

El gas separado puede contener acido sulfhídrico, dióxido de carbono y mercaptanos.

Estas impurezas, que en conjunto reciben el nombre de gases ácidos, son indeseables

por su alta corrosividad, por lo tanto, requieren eliminarse parcial o completamente del

gas natural. A los procesos empleados para remover los gases ácidos del gas natural

se les conoce como procesos de endulzamiento.

La mayoría del agua producida en campos petroleros, llamada también agua congénita,

contiene sales, cloruros principalmente. Puede tener también partículas de arena. En

muchos casos la disposición final del agua producida representa un problema que debe

resolverse para cumplir con las legislaciones ambientales. Generalmente el agua

congénita se inyecta en pozos letrina o se inyecta al yacimiento para mantenimiento de

la presión y recuperación secundaria. Dependiendo de la calidad del agua a inyectar y

la permeabilidad de la formación, puede ser necesario tratar el agua para eliminar la

mayor cantidad posible de sales y arena.

Los sólidos producidos están conformados principalmente por arenas, estos deben

separarse, limpiarse y ser dispuestos de una manera que no viole los criterios

ambientales. Los métodos empleados en la industria petrolera para separar y limpiar las

partículas solidas producidas incluyen los filtros, tanques de sedimentación e

hidrociclones.

La figura 2.7 muestra los procesos típicos a los que se someten cada una de las fases

separadas (gas, aceite y agua) y el orden de las mismas. Los análisis de laboratorio

determinarán los equipos necesarios para el procesamiento y tratamiento de los fluidos

producidos.


39

Figura 2.7 Proceso general del tratamiento de hidrocarburos.

Capítulo III. Metodología VCD

40

Capítulo III. Metodología

VCD

Resumen

En este capítulo se describen los antecedentes de la metodología VCD, así como,

los objetivos que se persiguen y las actividades que se realizan en las etapas de

visualización, conceptualización y definición con el fin de mejorar el desempeño en

el diseño y ejecución de proyectos de explotación de hidrocarburos. Se describe

también la importancia de la sinergia entre las disciplinas involucradas desde la

planeación del proyecto de explotación para asegurar el éxito del mismo.


41

3.1 Antecedentes

Los fundamentos de la metodología VCD fueron desarrollados y presentados

originalmente por el “Independent Project Analysis Inc. (IPA)”.

La metodología VCD fue creada a partir del análisis de la información concentrada

en una base de datos de más de 2500 proyectos exitosos, en las industrias

química y petroquímica principalmente, que IPA conjuntó, donde se establecían

los procedimientos que causaron el éxito de los mismos [27] .

Se puede definir a la metodología VCD como el proceso mediante el cual una

compañía determina el alcance de un proyecto para lograr los objetivos del

negocio minimizando las variaciones (producción, tiempo y costo) en los

proyectos.

Una de las principales características de la metodología VCD es la integración de

grupos multidisciplinarios que trabajan de manera coordinada desde la planeación

del proyecto generando modelos que integran los componentes del subsuelo, los

componentes superficiales y los indicadores económicos, tales modelos se

pueden actualizar a medida que se cuente con nueva información disponible [28] .

Existe poca información referente a la metodología VCD o a casos de estudio

aplicándola. Sin embargo, se sabe que las grandes empresas en las áreas

química, petroquímica, farmacéutica, minera, entre otras, aplican la metodología

VCD en la planeación y evaluación de sus proyectos de inversión.

En Venezuela se han realizado trabajos de tesis aplicando la metodología VCD en

la elaboración de programas de perforación de pozos, con el propósito de mejorar

el tiempo de perforación de los pozos y minimizar los costos asociados a ello [29] .

La metodología VCD ha sido adoptada y aceptada por las principales compañías

petroleras del mundo como una mejor práctica para realizar el análisis y diseño de

sus proyectos. Petróleos Mexicanos (PEMEX) está aplicando la metodología VCD

en la administración de sus proyectos estratégicos.


42

3.2 Etapas de la metodología VCD

La metodología VCD establece que todo proyecto pasa por 6 fases o etapas

claramente identificables: visualización, conceptualización, definición, ejecución,

operación y abandono, y que cada una de éstas pretende, desde el nacimiento de

un proyecto, la identificación de todas las oportunidades asociadas, el manejo de

las incertidumbres y los riesgos, la definición detallada del alcance del proyecto, a

fin de minimizar los costos totales, reducir los tiempos de ciclo de vida de los

proyectos, mejorar su rentabilidad y finalmente permitir cerrar la brecha entre lo

planeado y lo real en los proyectos de inversión, es decir, mantener los proyectos

en costo, tiempo y alcance.

El análisis de la incertidumbre se maneja con los perfiles probabilísticos P10, P50

y P90. El perfil P10 es el caso pesimista, significa que hay un 10 % de

probabilidad de que una variable aleatoria tenga un valor menor o igual a éste. El

perfil P50 es el caso más probable e indica un 50 % de probabilidad de que una

variable aleatoria tenga un valor menor o igual a éste. El caso P90 es el caso

optimista y significa que existe un 90 % de probabilidad de que una variable

aleatoria tenga un valor menor o igual a éste.

Ejemplos de variables aleatorias en E&P son: el volumen de reservas, los gastos

de producción, los costos de perforación, etc. Los perfiles probabilísticos P10, P50

y P90 se estiman empelando software especializado que realiza las distribuciones

de probabilidad de parámetros del yacimiento como: porosidad, saturación de

hidrocarburos, permeabilidad, factor de recuperación, etc.

La metodología VCD es un proceso estructurado que solo contempla las

actividades de las primeras tres fases. Al final de cada una de las tres primeras

etapas, se hace una revisión y se aplica lo que se denomina “llave técnica”, que no

es otra cosa más que cumplir con ciertos requisitos técnicos, que una vez

cubiertos permiten pasar a la siguiente etapa. Las llaves técnicas están basadas

en una serie de preguntas técnicas que deben cumplirse para cada etapa. Hay 3

resultados posibles de esta revisión:


43

1. Pasa a la siguiente fase (con o sin condicionantes). 2. Regresa al principio de la misma fase para hacer ajustes. 3. No pasa (la oportunidad regresa a “la cartera en espera” con

recomendaciones).

Estas tres primeras fases (visualización, conceptualización y definición)

constituyen lo que se llama “Definición y Desarrollo” del proyecto, o fase de

creación mental para la identificación de valor, abarca el proceso de desarrollo de

información estratégica suficiente para analizar el riesgo involucrado y decidir

comprometer los recursos necesarios a fin de materializar la idea y su valor

económico, teniendo como objetivo maximizar las posibilidades de éxito. Para el

logro de sus objetivos la metodología VCD se basa principalmente en tecnologías

para análisis de escenarios con métodos estocásticos, tecnologías de optimización

y aplicación de estándares industriales.

Para la valoración de los estudios VCD se emplea generalmente el índice FEL,

propiedad de IPA, que consiste en una evaluación hecha por un consultor externo,

es normalmente un ejercicio de dos días antes del desarrollo de las llaves

técnicas, de esta forma, se asegura que el proyecto vaya cumpliendo con una

serie de requisitos indispensables para asegurar que cuando se tome la decisión

final sobre el plan de ejecución del proyecto, todos los elementos necesarios han

sido adecuadamente considerados en su justa dimensión.

En todo el proceso está la identificación y evaluación de los riesgos e

incertidumbres inherentes del proyecto, lo cual permite definir cursos de acción

pertinentes para asegurar su viabilidad.

Las siguientes dos fases (ejecución y operación) o fase de materialización del

valor abarca el proceso desde la ejecución física del proyecto hasta ponerlo en

operación y empezar a obtener los beneficios esperados, se enfoca hacia las

actividades que la empresa debe emprender, las cuales una vez superada la fase

de contratación, se traducen en coordinación, supervisión, aseguramiento y control

de la calidad.


44

Finalmente, en la última fase del proyecto (abandono) es cuando culmina la vida

productiva del activo con su correspondiente cese de actividades,

desmantelamiento y restauración del ambiente.

3.2.1 Visualización

Cabe señalar que previo a la etapa de visualización hay una fase denominada

preplaneación, que consiste en la formación del equipo multidisciplinario de

trabajo, la revisión de recursos físicos requeridos (espacio, equipo informático,

datos, etc.), la revisión de modelos (subsuelo, superficie, económicos,

operacionales, etc.), el entrenamiento para miembros del equipo y la revisión de

objetivos, alcances, cronograma y roles/responsabilidades.

En la etapa de visualización los objetivos son la identificación de escenarios

potenciales y los riesgos inherentes a cada escenario, incluye una lluvia de ideas

sobre escenarios que pudieran generar valor, identificación de riesgos mayores,

identificación de tecnologías o procesos nuevos por considerar, definición de

costos clase V (costos que tienen un margen de error de +/- 40%), evaluación de

los escenarios visualizados y el paso de los mejores escenarios a la etapa de

conceptualización.

En la identificación de escenarios el equipo de trabajo multidisciplinario construye

la matriz de escenarios por categoría o tipo de decisión a tomar (tipo de pozos,

tipo de terminación, sistemas artificiales de producción, ductos, etc.). Así mismo,

se deben identificar las restricciones de los escenarios: tecnologías y procesos

disponibles dentro de los límites técnicos, financieros, de complejidad del

escenario, etc.

3.2.2 Conceptualización

La etapa de conceptualización tiene como principales objetivos el análisis de los

escenarios preseleccionados en la etapa de visualización y sus riesgos, así como

la selección del mejor escenario. Contiene el modelado detallado de las

incertidumbres técnicas y los riesgos asociados, la definición de costos clase IV


45

(costos que tienen un margen de error de +/- 25%), la evaluación de los

escenarios e integración de resultados con riesgos/complejidad y la selección del

escenario óptimo para la etapa de definición.

La evaluación de los escenarios en esta etapa se enfoca en la identificación de

variables inciertas, distribuciones probabilísticas de variables (perfiles

probabilísticos P10, P50 y P90) e identificación de dependencias entre variables

(correlaciones). La jerarquización y selección de escenarios se basa en un análisis

de factibilidad técnica-económica.

La ingeniería conceptual del escenario seleccionado considera estimado de costos

clase IV de la infraestructura requerida como: pozos, redes de recolección;

distribución; inyección y transporte, tratamiento y procesamiento de

líquidos/gases, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de aguas,

equipos mayores y materiales.

3.2.3 Definición

La etapa de definición tiene como objetivo el desarrollo de la ingeniería básica y

de detalle del escenario seleccionado, es decir, el plan de ejecución del proyecto.

Es la continuación del modelado detallado de las incertidumbres técnicas y los

riesgos asociados para el escenario seleccionado, así como, la definición de

costos clase III (costos que tienen un margen de error de +/- 15%). Es en esta

etapa donde se planea y desarrolla en detalle la ejecución del escenario

seleccionado.

En un proyecto de explotación de hidrocarburos la ingeniería básica puede

dividirse en [28] :

• Ingeniería básica del subsuelo. (pronóstico del comportamiento del

yacimiento, estrategia de explotación, monitoreo de explotación del

yacimiento, etc.).

• Ingeniería básica de pozos. (productividad de pozos, sistemas artificiales de

producción, programa direccional, programa de fluidos, programa de


46

tuberías de revestimiento, programa de toma de información, diseño de la

terminación, etc.).

• Ingeniería básica de instalaciones. (tratamiento y procesamiento de

líquidos/gas, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de

aguas, plan de mantenimiento operacional, etc.).

• Ingeniería básica de seguridad industrial y protección ambiental. (estudio de

riesgos, estándares de seguridad e higiene, estudios del sitio, etc.).

El plan de ejecución del proyecto debe considerar la estrategia de ejecución,

estrategia de procura de materiales y equipo, la estrategia de contratación, el plan

de explotación y el plan de construcción de instalaciones

3.3 Sinergias en E&P

En 1963, Calhoun describió el sistema de estudio concerniente al ingeniero

petrolero como un sistema compuesto por tres subsistemas principales [30] :

• Perforación y operación de pozos. • Procesamiento superficial de los fluidos. • Fluidos y su comportamiento en el yacimiento.

Los primeros dos subsistemas dependen del tercero, ya que, el tipo de fluido

(aceite, gas y agua) y su comportamiento dictarán cuantos pozos perforar y su

localización, y como deben ser producidos y procesados los fluidos para

maximizar los beneficios económicos.

Estos subsistemas están presentes en el ciclo de vida de un campo petrolero, el

cual se define como el periodo de tiempo comprendido desde la Exploración hasta

el Abandono del campo. En la fig. 3.1 se indica las etapas que comprenden el ciclo

de vida de un campo petrolero.


47

Figura 3.1 Ciclo de vida de un campo petrolero y actividades principales desarrolladas en cada etapa.

El ciclo de vida de un campo petrolero está relacionado con un perfil de

inversiones típico en el que los desembolsos mayores usualmente están

asociados al desarrollo inicial en las etapas de Exploración y Desarrollo por

concepto de estudios geológicos, estudios geofísicos y costos de inversión por la

perforación de pozos de desarrollo y de las instalaciones para el manejo de la

producción y el procesamiento de los hidrocarburos. En la etapa de Explotación

las inversiones se reducen en forma notable y los gastos que se tienen son los de

operación y mantenimiento principalmente. Por último, los costos en la etapa de

Abandono comprenden el desmantelamiento y restauración del ambiente.

Los proyectos de Exploración y Producción de hidrocarburos requieren grandes

montos de capital y las decisiones que se tomen y ejecuten tendrán vigencia por

muchos años, de tal manera, que dichas decisiones impactaran el ámbito

estratégico y la visión de la empresa. La toma de decisiones se mejora si se logra

alcanzar un mayor detalle y precisión en el análisis de la información disponible.

La administración exitosa de un campo petrolero requiere sinergia. En años

recientes, la industria del petróleo ha realizado cambios a la forma de administrar

sus proyectos y a la estructura organizacional encargada de la planeación y

Ciclo de vida de un campo petrolero

Exploración

Desarrollo

Explotación

Abandono

Descubrimiento y

delimitación

Perforación de pozos e instalación de infraestructura de producción

Producción primaria, secundaria y terciaria


48

control de los mismos. La nueva metodología de trabajo adoptada por la industria

implica la participación de equipos multidisciplinarios.

En la industria petrolera convergen muchas disciplinas, pero las más importantes,

para el área de E&P son: la geofísica, la geología, la ingeniería de perforación, la

ingeniería de yacimientos, la ingeniería de producción, la ingeniería de

instalaciones y la ingeniería económica. Los miembros del equipo multidisciplinario

trabajan juntos de forma coordinada e integrada durante el ciclo de vida del campo

para asegurar el desarrollo y ejecución del plan de explotación y lograr alcanzar

los objetivos comunes [30] .

De acuerdo con Sneider, sinergia en E&P significa que los geofísicos, geólogos,

ingenieros petroleros y profesionales de otras áreas relacionadas, trabajan en un

proyecto de una manera más efectiva y eficiente como un equipo que trabajando

como un grupo de individuos [30] .

Para minimizar las barreras entre las disciplinas, el equipo multidisciplinario se

aprovecha de los grandes avances tecnológicos que se han dado en la industria,

como son las herramientas de adquisición de datos, tecnologías de información,

software especializado para cada especialidad, tecnologías de optimización, etc.

Cuando se trabaja en grupos multidisciplinarios integrados y en base a

metodologías probadas, como la metodología VCD, es posible mejorar el

desempeño de proyectos de explotación de hidrocarburos, pues este esquema de

trabajo permite la evaluación de parámetros técnico-económicos con métodos

estocásticos, además es un proceso efectivo de generación de múltiples

escenarios.

Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD

49

Capítulo IV. Caso de aplicación

de la metodología VCD Resumen

En este capítulo se aplica la metodología VCD a un campo petrolero, desde la

perspectiva del área de Instalaciones Superficiales de Producción, con la finalidad de

seleccionar la infraestructura de explotación optima. Se plantean diferentes escenarios

de explotación para las etapas de producción primaria, sistemas artificiales de

producción y métodos de recuperación secundaria. Se realiza la evaluación técnica de

cada escenario en la etapa de Visualización y los escenarios más factibles pasan a la

etapa de Conceptualización, donde se desarrolla una evaluación más detallada,

finalmente la selección de los escenarios de explotación óptimos se determinan en base

a una análisis económico.


50

4.1 Descripción del campo petrolero

El campo A esta ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, en un promedio de

tirante de agua de 22 m. Tiene intervalos productores en las formaciones cretácico

medio (KM) y terciario (T). Produce un aceite volátil de 32 a 35 °API de bajo contenido

de azufre.

De acuerdo con estudios realizados por el grupo de trabajo multidisciplinario, para

desarrollar el campo A, en base al perfil probabilístico de producción P90 (caso

optimista) se requieren 7 plataformas: A1, A2, A3, A4, A5, A6 y A7. La plataforma A1

debe ser del tipo octapodo, por ser ésta la plataforma en donde se va recolectar la

producción proveniente de las demás plataformas, que serán estructuras ligeras

marinas.

Según estudios realizados por el área de Ingeniería de Yacimientos, la presión de

yacimiento para los pozos de la formación terciaria (campo A-T) declinará rápidamente,

por lo que en determinado momento, la producción proveniente de estos pozos tendrá

que manejarse en baja presión y requerirán de la implementación de algún sistema

artificial de producción y métodos de recuperación secundaria o mejorada. La

plataforma A1 es la única que opera pozos en la formación terciaria.

4.2 Infraestructura de explotación existente

La infraestructura existente asociada al campo A contempla las siguientes

instalaciones: una plataforma tipo octapodo (A1) que tiene una capacidad para manejar

20 pozos en total y un oleogasoducto de 16”Ø x 13.3 km, dividido en dos secciones, un

tramo marino de 10.8 km de la plataforma A1 hacia la línea de la costa y un tramo

terrestre de 2.5 km de la línea de la costa hacia el Cabezal General de Recolección

(CGR), ubicado en tierra. Se pretende que el proyecto del campo A, desde el punto de

vista de las instalaciones superficiales, base su filosofía de explotación en la

distribución de la producción hacia los centros de proceso más cercanos, tanto marinos

como terrestres, con el fin de aprovechar al máximo la infraestructura existente.

Dentro de las instalaciones terrestres más cercanas al campo A se encuentran:


51

• Cabezal General de Recolección (CGR). • Batería de Separación, Compresión y Bombeo (BSCB).

La producción de la plataforma A1 que corresponde al pozo A-3 en la formación KM

(campo A-KM), y que es el único que se encuentra fluyendo actualmente de todo el

proyecto, es enviada a través del oleogasoducto de 16”Ø x 13.3 km hacia las

instalaciones del CGR en donde se mezcla con la producción de las macroperas de los

pozos B-1 y B-2, del campo B terrestre. La producción total (campos A y B), es enviada

a las instalaciones de la BSCB por el oleogasoducto de 24”Ø x 12.5 km. En el trayecto

hacia la BSCB se incorpora la producción de las macroperas de los pozos B-3 y B-4

pertenecientes al campo B, como se muestra en la figura 4.1. Se cuenta además con un

oleogasoducto de 16”Ø x 12.5 km que esta fuera de operación, que conecta al CGR

con la BSCB.

Figura 4.1 Esquema actual del manejo de la producción.

En la BSCB la producción total de los campos A y B se separa a 18 kg/cm2 en el tren de

separación. El agua separada en esta primera etapa se envía a un proceso de

tratamiento de aguas aceitosas. El gas separado es medido y enviado a un recipiente

rectificador, posteriormente se envía a una Estación de Compresión y finalmente a un

Complejo Procesador de Gas. El aceite separado se envía a una segunda etapa de


52

separación, en la batería de estabilizado, después pasa a un proceso de

deshidratación, se mide y por último se bombea a refinación. En la BSCB se tienen

separadores de alta, intermedia y baja presión. Cuenta también con una pequeña

planta endulzadora para producir gas dulce que es utilizado como gas de servicio en los

procesos.

4.3 Perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90

Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 para el campo A y para cada

una de las plataformas que conforman la red de transporte del campo A fueron

proporcionados por el área de Ingeniería de Yacimientos. En las siguientes gráficas se

muestran los perfiles de producción para aceite, gas y agua.

Figura 4.2 Perfiles de producción de aceite para el campo A.

Figura 4.3 Perfiles de producción de gas para el campo A.

Perfiles de Producción de Aceite (Total)

0

8000

16000

24000

32000

40000

48000

56000

64000

72000

80000

88000

96000

104000

112000

120000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Años

Qo,

Bpd

P10 P50 P90

Perfiles de Producción de Gas (Total)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Años

Qg,

MM

pc/d P10 P50 P90


53

Figura 4.4 Perfiles de producción de agua para el campo A.

Figura 4.5 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A1.

Figura 4.6 Perfiles de producción de gas para la plataforma A1.

Perfiles de Producción de Gas (plataforma A1)

0

5 10 15 20

25 30 35 40 45

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Años

Qg,

MM

PC

D

P10 P50 P90

Perfiles Probabilísticos de Producción de agua (total) Qw

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Años

BP

D

P10 P50 P90

Perfiles de Producción de Aceite (plataforma A1)

0 5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Años

Qo,

BP

D


54




0500

10001500200025003000350040004500500055006000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qo

, BP

D

Años

Perfiles de producción de aceite (plataforma A3)

P10 P50 P90

Perfiles de Producción de Aceite (plataforma A2)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Años

Qo,

BP

Dj

P10 P50 P90


55




0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Años

Perfiles de producción de gas (plataforma A3)

P10 P50 P90

0

3000

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Qo

, BP

D

Años


P90 P50 P10

0

2

4

6

8

10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Qg,

MM

PC

D

Años


P90 P50 P10


56




02000400060008000

10000120001400016000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Qo

, BP

D

Años


P10 P50 P90

02468

1012141618

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Qg,

MM

PC

D

Años


P10 P50 P90

010002000300040005000600070008000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Qo

, BP

D

Años


P10 P50 P90


57




0

1

2

3

4

5

6

7

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Qg,

MM

PC

D

Años


P10 P50 P90

0123456789

1011

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Qg,

MM

PC

D

Años


P10 P50 P90

Perfiles de pro ducción de aceite (plataforma A7)

0

1,500

3,000

4,500

6,000

7,500

9,000

10,500

12,000

13,500

15,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Años

Qo

, BP

D P10 P50 P90


58

En base a estos perfiles probabilísticos de producción se determina la infraestructura

requerida para el manejo de la producción y el costeo para cada uno de los escenarios

que se plantean en este caso de estudio de la metodología VCD.

Se pretende seleccionar la infraestructura de explotación óptima para el manejo de la

producción del campo A. Lo primero que se va realizar es seleccionar dicha

infraestructura para cuando ambas formaciones (cretácico medio y terciaria) se

encuentren en la fase de flujo natural. El campo A-KM contiene mayor cantidad de

reservas recuperables, al estar la formación KM confinada a una presión elevada, se

espera que todos los pozos del campo A-KM sean pozos fluyentes por un periodo de

tiempo largo. Debido al comportamiento de la presión de la formación terciaria, el

campo A-T tendrá una vida fluyente breve, Ingeniería de Yacimientos estima una vida

fluyente de tres años.

Una vez seleccionada la infraestructura de explotación óptima para pozos fluyentes, se

plantearán los escenarios para el manejo de la producción del campo A-T con las

opciones de sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria.

4.4 Visualización. Identificación de escenarios de explotación

En la etapa de visualización, para el planteamiento de los escenarios para el manejo de

la producción del campo A se consideraron tres elementos técnicos principales:

• Pozos Fluyentes (Flujo Natural).

• Sistemas Artificiales de Producción (SAP).

• Recuperación Secundaria.

4.4.1 Visualización. Matriz de escenarios de pozos fluyentes

En esta sección se plantean los escenarios para el manejo de la producción del campo

A cuando la producción esté en la fase de flujo natural. La tabla 4.1 presenta los

escenarios con pozos fluyentes.


59

Tabla 4.1 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A.

Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A Escenario Descripción

A.1 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.2 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.3 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16 y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.4

Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.5

Manejo de la producción del campo B (terrestre) por el oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 18 kg/cm2 y el campo A por el oleogasoducto 16”Ø X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 4 kg/cm2.

A.6 Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.7

Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.8

Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.9

Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16” y 24” X12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.

A.10 Separación remota centralizada en la plataforma A1.


60

Los escenarios para el manejo de la producción planteados inician con aquellos que

requieren la mínima inversión posible hasta terminar con las que requieren la mayor

inversión y que, por consiguiente, tienen un mayor impacto en los indicadores

económicos del proyecto. De esta forma, los escenarios del A.1 al A.5 corresponden al

transporte de la producción a través de los ductos existentes, mientras que las opciones

6 a la 10 se refieren al transporte mediante ductos nuevos.

A continuación se presenta la evaluación de cada escenario para la determinación de la

infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase V de acuerdo a los

perfiles probabilísticos de producción P10, P50 Y P90. Los costos reportados en esta

etapa de visualización se tomaron de la base de datos de costos de infraestructura y

equipos para el manejo, procesamiento y tratamiento de hidrocarburos del Instituto

Mexicano del Petróleo.

Escenario A.1. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el

oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a

18 kg/cm2.

Este escenario contempla el manejo de toda la producción de los campos A y B

utilizando el oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a

18 kg/cm² en la BSCB, que es como actualmente está operando el sistema. La

producción del campo A se transporta por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X

13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR. En la figura 4.19 se muestra

esquemáticamente este escenario.


61

Figura 4.19 Manejo de la producción del escenario A.1 para el perfil P90.

Escenario A.2. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el

oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a

18 kg/cm2.

A diferencia del escenario anterior, en este se contempla el manejo de la producción de

los campos A y B utilizando el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la

BSCB y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. La producción del campo A se transporta

por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el

CGR. El esquema de esta alternativa se muestra en la figura 4.20.



62

Escenario A.3. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por ambos

oleogasoductos (16” y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB y separando en la

BSCB a 18 kg/cm2.

Este escenario implica manejar la producción de los campos A y B a través de ambos

oleogasoductos (16 y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB, la separación se lleva a

cabo en la BSCB a 18 kg/cm2. La producción del campo A se transporta por el

oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR.

La figura 4.21 muestra el esquema correspondiente.


Escenario A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino

existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia el CGR y oleogasoducto terrestre existente de

16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a

18 kg/cm2.

En este caso, la producción del campo B se maneja por el oleogasoducto existente de

24”Ø x 12.5 km del CGR hacia la BSCB y la producción del campo A se transporta por

el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR

y por el oleogasoducto de 16”Ø x 12.5 km del CGR hacia la BSCB. Cada corriente se

separa a 18 kg/cm2 en la BSCB en el tren de separación correspondiente. En la figura

4.22 se muestra esquemáticamente este escenario.


63


Estos primero cuatro escenarios presentan los mismos requerimientos de

infraestructura, por tanto, el costo de inversión para cada uno de ellos es el mismo. En

las tablas 4.2, 4.3 y 4.4 se muestra la infraestructura considerada para cada perfil

probabilístico de producción P10, P50 y P90 respectivamente, para el año de máxima

producción, así como los costos de inversión clase V.

Tabla 4.2 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P10.

P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos

1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740


1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455

1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625

1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconexión A6 – A1 21.22 244.030

Total 82.66 950.590


64







1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconexión A6 – A1 21.22 244.030

Total 82.66 950.590









1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455

1 Oleogasoducto de 12”Ø x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050

1 Oleogasoducto de 12”Ø x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680


1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625


Total 214.58 2467.670

Escenario A.5. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por el oleogasoducto de

24”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en BSCB a 18 kg/cm2 y campo A

por el oleogasoducto 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a 4 kg/cm2

en la BSCB.

Este escenario es similar al Escenario A.4, con la diferencia que la producción total del

campo A se separa a 4 kg/cm2 en la BSCB. La figura 4.23 muestra el esquema.


65


Este escenario no fue costeado debido a que presenta un inconveniente técnico, pues

cuando los pozos del campo A-T se encuentren operando en baja presión y se requiera

manejar su producción en conjunto con la producción de los pozos del campo A-KM,

será necesario bajarles la presión a estos últimos lo cual debe tener un impacto

negativo en su producción.

Escenario A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto marino

existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km

del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

Este escenario corresponde al primero de una serie en donde se plantea la necesidad

de manejar la producción del campo A de forma independiente, utilizando ductos de

transporte nuevos. En este caso se plantea construir un oleogasoducto terrestre nuevo

de 12.5 km desde el CGR hacia la BSCB y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. El

diámetro de este oleogasoducto está en función de cada uno de los perfiles

probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua para el campo A.

La producción del campo B se envía por los oleogasoductos existentes de 16”Ø y 24”Ø

x 12.5 km de CGR a BSCB y se separa a 18 kg/cm2 en la BSCB. La figura 4.24 muestra

el esquema de este escenario.


66


La infraestructura considerada para este escenario, así como el costeo clase V para

cada perfil probabilístico de producción P10, P50 y P90, para el año de máxima

producción se muestran en las tablas 4.5, 4.6 y 4.7. Para efectos de costeo, para el

oleogasoducto nuevo se proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles

probabilísticos de producción P10, P50 y P90 respectivamente.

Tabla 4.5 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P10.






1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030

1 Oleogasoducto de 14”Ø x 12.5 km de CGR a BSCB 7.65 87.975

Total 90.31 1038.565


67









Total 91.16 1048.340
















Total 225.81 2596.815

Escenario A.7. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión

nueva de 13.3 km de A1 hacia el CGR y por el oleogasoducto terrestre existente de

16”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB y manejo de la

producción del campo A-KM por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km

de A1 hacia CGR y el oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia

BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas

desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

Este escenario implica la construcción de un oleogasoducto marino (Línea de Baja

Presión) de 13.3 km desde la plataforma A1 hacia las instalaciones terrestres del CGR.


68

Se contempla además utilizar el oleogasoducto existente de 16”Ø X 12.5 km para el

transporte de la producción de los pozos de la formación terciaria (campo A-T) en baja

presión hacia la BSCB y allí separar a 4 kg/cm2. Por su parte, la producción de los

pozos de la formación cretácico medio (campo A-KM) será transportada a través del

oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km desde la plataforma A1 hacia el

CGR y en estas instalaciones mezclarse con la producción del campo B para enviarse

hacia la BSCB a través del oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km para separarse

a 18 kg/cm2.

Se requiere realizar adecuaciones en la plataforma A1 para habilitar un cabezal de

recolección que se interconecte con la Línea de Baja Presión para segregar la

producción de los pozos del campo A-T que se encuentren fluyendo en baja presión,

también se requiere realizar interconexiones en el CGR para integrar la llegada de la

Línea de Baja Presión al oleogasoducto existente de 16”Ø X 12.5 km. Se requiere

además de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el gas

separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación de

compresión. En la figura 4.25 se presenta el esquema de este escenario.


La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico de

producción P10, P50 Y P90, para el año de máxima producción aparece en las tablas


69

4.8, 4.9 y 4.10. Para efectos de costeo, para la Línea de Baja presión nueva se

proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles probabilísticos de

producción P10, P50 y P90 respectivamente.








1 Oleogasoducto de 14”Ø x 13.3 km de A1 a CGR 27.34 314.410

1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855

1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110

Total 119.91 1378.965










1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800

Total 122.80 1412.200


70

















1 Paquete ce compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180

Total 258.03 2967.345


nueva de 13.3 km de A1 hacia el CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del

CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en la BSCB y manejo de la producción del

campo A-KM por oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR

y oleogasoductos existentes de 16”Ø y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La

producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el

CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

En este escenario se considera la construcción de una Línea de Baja Presión nueva de

13.3 km desde la plataforma A1 hacia el CGR y un oleogasoducto nuevo de 12.5 km del

CGR hacia la BSCB para el manejo de la producción de los pozos de la formación

terciaria (campo A-T) y separando la producción de estos pozos en la BSCB a 4 kg/cm2.

Se requiere además de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el

gas separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación

de compresión. El manejo de la producción del campo A-KM se realiza por el

oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de la plataforma A1 hacia CGR. La


71

producción de los campos A-KM y B se transportan mezcladas desde el CGR hacia la

BSCB, la separación se realiza a 18 kg/cm2 en la BSCB. Para llevar a cabo este

escenario se requiere realizar interconexiones en el CGR para integrar la llegada de la

Línea de Baja Presión a los oleogasoductos existentes de 16”Ø y 24”Ø X 12.5 km y al

oleogasoducto nuevo terrestre de 12.5 km del CGR a la BSCB. En la figura 4.26 se

presenta el esquema de este escenario.


La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico de

producción P10, P50 Y P90, para el año de máxima producción aparecen en las tablas

4.11, 4.12 y 4.13. Para efectos de costeo, para los dos nuevos oleogasoductos se

proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles probabilísticos de



72












Total 127.56 1466.940












Total 131.30 1509.950


73



















Total 269.26 3096.490

Escenario A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos

oleogasoductos (16” y 24”Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo

de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la

plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.

Este escenario considera la construcción de un oleogasoducto marino nuevo de 20 km

desde la plataforma A1 hacia la BSCB para el manejo segregado de toda la producción

del campo A, y cuando se requiera, el manejo de la producción únicamente del campo

A-T en baja presión. Al igual que en el escenario anterior, se requiere realizar

adecuaciones en la plataforma A1 para habilitar un cabezal de recolección que se

interconecte con la nueva línea para segregar la producción de los pozos de la

formación terciaria que se encuentren fluyendo en baja presión. También se requiere

realizar interconexiones en la BSCB para integrar la llegada de la línea marina a los

trenes de separación.

Este escenario se desarrolla en dos etapas, que se describen a continuación.


74

Etapa 1. Separación en BSCB a 18 kg/cm2. En esta etapa se considera que la presión

de los pozos en la formación terciaria no ha declinado al grado de manejar su

producción en baja presión, por lo que en este escenario se maneja la producción total

del campo A por el oleogasoducto de 20 km de A1 a BSCB. En la figura 4.27 se

presenta esquemáticamente este escenario.

Figura 4.27 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 1) para el perfil P90.

Para esta etapa la infraestructura a considerar y los costos clase V para cada perfil

probabilístico P10, P50 y P90, para el año de máxima producción se muestra en las

tablas 4.14, 4.15 y 4.16. Para efectos de costeo, para el oleogasoducto nuevo de 20 Km

se proponen diámetros de 18, 20 y 24 pulgadas para los perfiles probabilísticos de


Tabla 4.14 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P10.







1 Oleogasoducto de 18”Ø x 20 km de A1 a BSCB 38.13 438.495

1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855

Total 129.56 1489.940


75










Total 133.55 1535.825

















Total 269.32 3097.180

Etapa 2. Separación en BSCB a 4 kg/cm2.

Se considera que los pozos de la formación terciaria operan en baja presión, por lo

cual, su producción es manejada a través del oleogasoducto marino nuevo de 20 km

desde la plataforma A1 hacia la BSCB para separarse a 4 kg/cm2 en la BSCB, por lo

tanto, se requiere de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el


76

gas separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación

de compresión.

Por lo que respecta a la producción del campo A-KM, ésta se maneja a través del

oleogasoducto marino existente de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR, en estas

instalaciones, la producción se mezcla con la del campo B para enviarse a través de los

oleogasoductos terrestres existentes de 16”Ø y 24”Ø x 12.5 km hacia la BSCB para

separarse a 18 kg/cm2 en la BSCB. En la figura 4.28 se muestra el esquema de este

escenario.

Figura 4.28 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 2) para el perfil P90.

La infraestructura a considerar y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,

P50 y P90, para el año de máxima producción se muestra en las tablas 4.17, 4.18 y

4.19.


77



1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740 1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740







Total 130.70 1503.050








1 Oleogasoducto de 20”Ø x 20 km de A1 a BSCB 42.12 484.380 1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855


Total 134.75 1549.625


78


















Total 270.64 3112.360

Escenario A.10. Separación remota centralizada en la plataforma A1.

Este escenario consiste en instalar un equipo de separación remota en la plataforma

A1. Es una alternativa que brinda la posibilidad de administrar la energía del yacimiento

al disminuir la presión en el lado de la bajante del pozo para cumplir con la presión de

operación del separador. Para este escenario se plantearon las siguientes

consideraciones:

• Se tiene espacio disponible en la plataforma A1 para la instalación de un separador remoto, sus interconexiones y sistemas auxiliares.

• La presión de separación es de 20 kg/cm2. • El gas y aceite separados se envían hacia la BSCB. El gas separado se envía

por un gasoducto nuevo de (un tramo marino de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR y un tramo terrestre de 16”Ø x 12.5 km del CGR hacia la BSCB). En la BSCB el gas se comprime a 18 kg/cm2 y envía a una Estación de Compresión. Por su parte, el aceite separado se envía por el oleogasoducto existente de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR, en el trayecto se integra la producción de los pozos de la plataforma A2. Del CGR la producción es enviada hacia la BSCB por


79

el oleogasoducto existente de 16”Ø x 12.5 km en donde es interconectado con el tren de separación a 4 kg/cm2, el aceite separado se envía a la etapa de estabilización. El gas recuperado en esta sección se envía a un módulo de compresión para elevar su presión a 18 kg/cm2 y enviarse a la Estación de Compresión.

• La producción de las macroperas del campo B se transporta por el oleogasoducto de 24”Ø x 12.5 km que conecta al CGR y a la BSCB. La figura 4.29 muestra este escenario en forma esquemática.


Para llevar a cabo este escenario se requiere de la siguiente infraestructura.

En la Plataforma A1:

• 1 Separador horizontal remoto. • 1 Separador de gas a quemador. • 1 Quemador elevado. • 2 Trípodes (uno intermedio y otro que soporte la estructura del quemador). • 2 Puentes (uno hacia el trípode intermedio donde se encuentra el separador de

gas a quemador y otro del trípode intermedio hacia el trípode del quemador). • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida de gas del separador hacia

el gasoducto nuevo. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida de aceite del separador

hacia el oleogasoducto marino existente.


80

En la BSCB:

• 1 Slug catcher. • 1 Rectificador de gas. • 1 módulo de compresión. • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad. • Líneas de proceso e interconexiones desde la llegada del gasoducto hacia el

slug cátcher, el rectificador y hacia el gasoducto al Complejo Procesador de Gas. • Líneas de proceso e interconexiones desde la llegada del oleogasoducto

existente de 16”Ø x 12.5 km.

Ductos:

• Gasoducto desde A1 hacia la BSCB, un tramo marino de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR y un tramo terrestre de 16”Ø x 12.5 km del CGR hacia BSCB.

Derivado de lo anterior, no se efectúa el costeo de este escenario debido a las

siguientes razones:

• Se requiere demasiada infraestructura para su implementación lo cual tiene impacto en la rentabilidad del proyecto.

• Tiene la desventaja de que el aceite separado se contamina con la mezcla de la plataforma A2 ya que esta se incorpora en el disparo submarino de 16 pulgadas existente en el ducto que conecta a A1 con el CGR.

4.5 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en

visualización con la opción pozos fluyentes

A continuación, se muestra la evaluación técnica realizada a los escenarios

preseleccionados en la etapa de visualización con pozos fluyentes, que son los

escenarios que presentan mejor viabilidad.

Se realizó el modelo de la red de transporte del campo A para el manejo de la

producción indicada en los perfiles probabilísticos de producción empleando el

simulador Pipephase 9.2, el modelo se utilizó como una herramienta de evaluación

técnica.


81

4.5.1 Conceptualización. Simulación de la red de transporte del campo A

Se realizó la simulación de la red de transporte de hidrocarburos del campo A. El

simulador empleado es Pipephase 9.2 en el modulo de fluido blackoil (aceite negro).

Pipephase 9.2 es un simulador de flujo multifásico en estado estacionario, con el cual,

es posible generar modelos capaces de predecir perfiles de presión, de temperatura y

colgamiento de líquidos en pozos, líneas de transporte, sistemas de recolección,

transporte y distribución de hidrocarburos.

El modelo de la red de transporte de hidrocarburos del campo A se empleó como una

herramienta en la evaluación técnica y la toma de decisiones de los escenarios

planteados para la explotación y el manejo de la producción del campo A.

4.5.1.1 Modelado de la infraestructura de explotación actual

Para realizar el modelado de la infraestructura de explotación actual del campo A,

primero se desarrolló el modelo del pozo A-3 de la plataforma A1 a partir de los datos

del perfil topográfico proporcionado por el área de Diseño de Pozos. En la tabla 4.20 se

muestra el perfil topográfico del pozo A-3, donde se indica la profundidad medida, la

profundidad desarrollada y los diámetros de tubería de producción con que cuenta el

pozo A-3.

Tabla 4.20 Perfil topográfico del pozo A-3.

Campo Plataforma Pozo No. Tubing Mwd [m] Prof. [m] ID [pg]

A A1 A-3

1 5685 5685 6.252

2 5017.57 5017.57 2.748

3 5006.93 5006.93 3.000

4 5000.04 5000.04 2.478

5 168.48 168.48

El pozo A-3 se ajusto a las condiciones de operación indicadas en un reporte de

producción del pozo A-3. La simulación se realizó empleando el módulo de fluido

blackoil. En la tabla 4.21 se muestran las condiciones de operación a las que se ajusto

el pozo A-3, así como, los resultados de la simulación.


82

Tabla 4.21 Datos de operación y resultados de la simulación del pozo A-3.

Datos de operación Resultados de la simulación

Campo A A

Plataforma A1 A1

Pozo A-3 A-3

Qo BPD 6704 6825

Qg MMPCD 4.54 4.62

RGA Ft3/Bl 677.21 677.21

Wc % 0 0

Pws Kg/cm2 923.967 923.97

Pwh Kg/cm2 150 149.7

Pbaj. Kg/cm2 40 40

Densidad ° API 32.4 32.4

Ty ° C 164 164

Twh ° C 116 116.6

IPR BPD/Kg/cm2 22.267 22.267

Estrangulador pg 5/8 5/8

En la tabla 4.22 se muestran los parámetros de ajuste utilizados en el simulador

Pipephase 9.2 para el pozo A-3.

Tabla 4.22 Parámetros de ajuste en el simulador Pipephase 9.2 para el pozo A-3.

Correlación de flujo multifásico vertical Aziz

Estrangulador

Correlación Gilbert

Relación de presión crítica 0.267

Relación de calor especifico 1

Transferencia de calor

U [Btu/HrFt2°F] 2.2

Gradiente de temperatura [°F/100Ft] 2


83

Figura 4.30 Simulación del pozo A-3.

El ajuste del pozo A-3 del campo A se considera válido, ya que se tiene un error menor

al 5% que es el valor mínimo que se puede considerar como valido dentro de un

estándar de resultados (ver tabla 4.21 y figura 4.30).

Se realizó el modelo de la red de transporte actual del campo A. Este modelo

contempla la producción del pozo A-3 de la plataforma A1 y la producción de las cuatro

macroperas (B-1, B-2, B-3 y B-4) del campo B.

Para simular el modelo de la red de transporte actual, con las cuatro macroperas en

operación, se consideraron los datos del reporte de producción del campo B. (ver tabla

4.23).

Tabla 4.23 Producción de las macroperas del campo B.

Macropera V bruto BPD V neto BPD % Agua V gas MMPCD RGA Ft3/bl

B-1 10378 8310 20.03 5.97 718.53

B-2 23813 10561 55.60 7.19 680.81

B-3 9793 5207 46.72 3.58 689.07

B-4 29059 15831 49.85 11.42 721.43

El modelo se elaboró de acuerdo a los perfiles topográficos de las líneas que conforman

la red de transporte actual del campo A. Se utilizó la correlación de flujo multifásico de


84

Beggs y Brill para modelar el flujo de fluidos a través de los oleogasoductos que

conforman esta red de transporte. Para la simulación, se tomo como referencia el

reporte diario de operación que se muestra en la tabla 4.24.

Tabla 4.24 Flujo y condiciones de operación en la BSCB.

Llegada línea de 24" Ø Medición en la BSCB

P [Kg/cm2] T [°C] V bruto BPD % Agua V neto BPD

18 81 82426 43 46983

En la figura 4.31 se muestran los resultados obtenidos de la simulación de la red de

transporte actual del campo A. Como resultado se obtiene en la BSCB un gasto de

aceite de 46674 BPD, un gasto de gas de 32.74 MMPCD, un gasto de agua de 35609

BPD y una temperatura de 84.37 °C.

Existe muy poca variación en los parámetros de operación obtenidos de la simulación

con los indicados en el reporte diario de operación, por lo tanto, el modelo de la red de

transporte actual se considera válido.

Figura 4.31 Resultados de la simulación de la red de transporte actual.


85

4.5.1.2 Modelado de la infraestructura de explotación futura

De acuerdo a la incorporación de nuevas reservas, se considera la siguiente

infraestructura para el manejo de la producción (ver figura 4.32) del proyecto de

explotación del campo A.

Figura 4.32 Infraestructura de explotación futura para el perfil P90.

Se realizó el modelo de la red de transporte futuro para el campo A con el simulador

Pipephase 9.2 en módulo de fluido blackoil. El modelo se elaboró de acuerdo a los

perfiles topográficos de las líneas que conforman la red de transporte futura del campo

A. Se utilizó la correlación de flujo multifásico de Beggs y Brill para modelar el flujo de

fluidos a través de los oleogasoductos que conforman esta red de transporte.

Para la simulación del manejo de la producción para cada uno de los perfiles

probabilísticos de producción P10, P50 y P90, se tomó el año de producción máxima,

que corresponde al año 4. En las tablas 4.25, 4.26 y 4.27 se muestra, para el año

cuarto, la producción por plataforma para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90

respectivamente.

Como se observan en las siguientes tablas, para el perfil probabilístico P10 no hay

producción de las plataformas A3, A4, A5 y A7, la producción máxima total de aceite es

de 32850 BPD y una producción máxima total de gas de 19.27 MMPCD, para el perfil


86

probabilístico P50 no hay producción de las plataformas A3, A4, A5 y A7, la producción

máxima total de aceite es de 52830 BPD y una producción máxima total de gas de

31.10 MMPCD, para el ultimo perfil probabilístico P90 las plataformas que no presentan

producción son A2 y A7, para la fecha de la máxima producción, teniendo una

producción máxima total de aceite de 101290 BPD y una producción máxima total de

gas de 66.56 MMPCD.

Tabla 4.25 Producción máxima del perfil probabilístico P10.

Plataforma Qo, BPD Qg, MMPCD Qw, BPD RGA, Ft3/bl Wc, %

A1 25440 14.26 128 560.48 0.50

A2 5770 3.50 0 605.58 0

A3 0 0 0 0 0

A4 0 0 0 0 0

A5 0 0 0 0 0

A6 1640 1.51 0 924.66 0

A7 0 0 0 0 0

Total 32850 19.27 128 586.55 0.39



A1 39940 22.49 200 563.06 0.50

A2 10560 6.41 0 607.52 0

A3 0 0 0 0 0

A4 0 0 0 0 0

A5 0 0 0 0 0

A6 2330 2.20 0 945.07 0

A7 0 0 0 0 0

Total 52830 31.10 200 588.80 0.38


87



A1 68620 41.64 345 606.77 0.50

A2 0 0 0 607.52 0

A3 2550 1.21 2.55 473.0 0.10

A4 13060 5.21 132 398.67 1

A5 13700 15.38 13.71 1123.0 0.10

A6 3360 3.12 0 930.67 0

A7 0 0 0 0 0

Total 101290 66.56 493.20 657.11 0.48

4.5.2 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización del proyecto

del campo A para la opción pozos fluyentes

En la tabla 4.28 se indican los escenarios que se preseleccionaron en la etapa de

visualización para pozos fluyentes, los cuales se analizaron en esta etapa de

conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el punto de vista

técnico-económico.

Se presenta la evaluación técnica de cada escenario para la determinación de la

infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase IV de acuerdo a los

perfiles probabilísticos de producción P10, P50 Y P90.

En la evaluación técnica de escenarios se tomaron en cuenta dos criterios:

• Que no se rebase la presión máxima de operación de los ductos, que para este

estudio se tomó de 100 kg/cm2.

• Que no se presenten problemas de flujo erosivo en las líneas de transporte,

considerando una mezcla de hidrocarburos libre de sólidos (C=100).

Los costos reportados en esta etapa de conceptualización se tomaron de la base de

datos de costos de infraestructura y equipos para el manejo, procesamiento y

tratamiento de hidrocarburos del Instituto Mexicano del Petróleo y empleando el

software Que$tor.


88

Tabla 4.28 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para pozos fluyentes.

Matriz de escenarios de pozos fluyentes para el campo A

A

A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2

.

A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.7. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.8. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.

A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16” y 24” Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.

Escenario A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino

existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de

16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a

18 kg/cm2 (ver figura 4.22).


89


Se realizó la simulación de este escenario considerando la máxima producción para

cada perfil probabilístico P10, P50 y P90, enviando toda la producción del campo A por

el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a 18 kg/cm2,

a continuación se describen los resultados de la simulación para cada percentil.

Perfil probabilístico P10:

En la figura 4.33 se muestra la red superficial de transporte del escenario A.4 en

Pipephase 9.2, considerando el perfil probabilístico P10, como se observa, las

plataformas A3, A4, A5 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma

A6 se transporta por el oleogasoducto de 12”Ø X 1 km, posteriormente se incorpora al

oleogasoducto de 16”Ø X 13.9 km proveniente de la plataforma A5 a la plataforma A1

para mezclarse con la producción de la plataforma A1, esta mezcla es enviada al CGR

por el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, donde se le incorpora la producción de la

plataforma A2 proveniente del oleogasoducto de 12”Ø X 2.9 km, finalmente la

producción total es enviada por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR al

separador de la BSCB.


90

Figura 4.33 Simulación con máxima producción para P10 del escenario A.4.

De acuerdo a la producción del perfil probabilístico de producción P10, se realizaron las

curvas de capacidad de transporte de los oleogasoductos de la red, con la finalidad de

revisar que las contrapresiones existentes en la red de transporte no sobrepasen la

presión máxima de operación de las líneas. Se realizaron también las curvas de

velocidad erosional y velocidad de la mezcla.

Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvó

que las contrapresiones no exceden la presión máxima de operación (100 kg/cm2) de

las líneas de transporte, además que no se presentan problemas de erosión. En las

figuras 4.34 y 4.35 se muestra la curva de capacidad de transporte y la curva de

velocidad erosional y de mezcla respectivamente para el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3

km de la plataforma A1 al CGR.


91

Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR.Perfil Probabilístico P10

P10

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000

Qo Aceite (BPD)

Pre

sión

req

uerid

a (k

g/cm

²)

Qo máximo Diametro de 16"

Qo

Producción Máxima

4to añoQo = 32849.3 BPDQg = 19.3 MMPCD RGA = 586.5 ft3/bl Qw = 0.34 BPD

Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR. Perfil probabilÍstico de producción P10

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 Longitud (m)

Velocidad de Erosional Velocidad de la Mezcla D = 16 pg

Vel

ocid

ad (

ft/se

g)

Figura 4.34 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P10.

Figura 4.35 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a

CGR para P10.


92




plataformas A3, A4, A5 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma

A6 se transporta por el oleogasoducto de 12”Ø X 1 km, posteriormente se incorpora al

oleogasoducto de 16”Ø X 13.9 km proveniente de la plataforma A5 a la plataforma A1

para mezclarse con la producción de la plataforma A1, esta mezcla es enviada al CGR

por el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, donde se le incorpora la producción de la

plataforma A2 proveniente del oleogasoducto de 12”Ø X 2.9 km, finalmente la

producción total es enviada por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR al

separador de la BSCB.






93

Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoduc to de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR

Perfil Probabilístico P50. Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB

30

32

34

36

38

40

42

44

46

48

50

52

54

56

58

60

62

64

66

68

70

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000 70000 75000 80000 85000

Qo Aceite (BPD)

Pre

sión

req

uerid

a (k

g/cm

²)

P50 Qo máx52.83 MBPD



Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvo

que las contrapresiones no exceden la presión máxima de operación (100 kg/cm2) de

las líneas de transporte, además que no se presentan problemas de erosión. En las

figuras 4.37 y 4.38 se muestra la curva de capacidad de transporte y la curva de

velocidad erosional y de mezcla respectivamente para el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3

km de la plataforma A1 al CGR.

Figura 4.37 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50.


94

Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del ole ogasoducto de 13.3 X 16 pg de A1 a CGR Perfil probabilísti co de producción P50

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000

Longitud (m)

Vel

ocid

ad (

ft/se

g)

Velocidad de Erosional

Velocidad de la Mezcla D = 16 pg

Qo máx P5052.83 MBPD31.1 MMPCD

Figura 4.38 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50.




plataformas A2 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma A3 se

transporta hacia la plataforma A1 por el oleogasoducto de 12”Ø X 3 km, la producción

de la plataforma A4 se transporta hacia la plataforma A1 por el oleogasoducto de 12”Ø

X 6.5 km. La producción de la plataforma A6 se transporta por el oleogasoducto de

12”Ø X 1 km, posteriormente se incorpora al oleogasoducto de 16”Ø X 13.9 km que

transporta la producción de la plataforma A5 a la plataforma A1 para mezclarse con la

producción de las plataformas A1, A3 y A4, esta mezcla es enviada al CGR por el

oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, finalmente la producción total es enviada por el

oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR al separador de la BSCB.


95







Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvo

que las contrapresiones se encuentren cerca de la presión máxima de operación (100

kg/cm2) de las líneas de transporte. En las figuras 4.40 y 4.41 se muestra la curva de

capacidad de transporte y la curva de velocidad erosional y de mezcla respectivamente

para el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km que conecta al CGR con la BSCB. Como se

observa en la figura 4.41 se tienen problemas de flujo erosivo en este ducto al manejar

la producción para el perfil probabilístico P90.


96

Figura 4.40 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90.

Figura 4.41 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90.

Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 12.5 km X 16 pg de CGR a BSCB Perfil Probabilístico P90, Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB.

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000 140000 150000 160000 170000 180000 190000 200000

Qo Aceite (BPD)

P90 Qo máx 101.29 MBPD

Pre

sión

requ

erid

a (k

g/cm

²)


97

De acuerdo a los resultados obtenidos, tenemos que el escenario A.4., no es factible

técnicamente para su implantación, debido a que tendría problemas de erosión al

manejar la producción máxima del perfil P90, es por esto que el costeo de éste

escenario no se llevó a cabo en esta etapa de conceptualización. Otro inconveniente de

este escenario es que no se podría manejar la producción de los pozos pertenecientes

a la formación terciaría del campo A.

Escenario A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto

existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km

del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura

4.24).


Para este escenario A.6, se simuló la red de transporte para el manejo de la producción

del campo A para el perfil probabilístico P90, esto con el fin de determinar el diámetro

del nuevo oleogasoducto del CGR a la BSCB.

A partir del análisis del escenario A.4 se observó que al manejar la producción máxima

para P90 por un oleogasoducto de 16”Ø se tendrían problemas de erosión en la línea,

por lo que el diámetro del nuevo oleogasoducto que se propone debe ser mayor a 16”.

Se realizó la simulación para un oleogasoducto de 24”Ø (ver figura 4.42).


98

Figura 4.42 Simulación de transporte por oleogasoducto de 24”Ø de CGR a BSCB para P90.

De acuerdo a los resultados obtenidos de la simulación, se realizó la curva de

capacidad de transporte (figura 4.43) y de velocidad erosional y de mezcla (figura 4.44),

para un diámetro de 24” X 12.5 km del CGR hacia la BSCB.

Figura 4.43 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB.

Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 12.5 km X 24 pg de CGR a BSCB. Perfil Probabilístico P90. Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000 140000 150000 160000 170000 180000 190000 200000Qo Aceite (BPD)

Pre

sión

requ

erid

a (k

g/cm

²)

P90 Qo máx101.29 MBPD


99

Figura 4.44 Curva de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90.

El diámetro óptimo para el oleogasoducto nuevo del CGR hacia la BSCB propuesto en

el escenario A.6 es de 24” de acuerdo a los resultados mostrados en las figuras

anteriores.

La limitante de este escenario es que el campo A tiene pozos pertenecientes a dos

formaciones (cretácico medio y terciaria). La presión de los pozos pertenecientes a la

formación terciaria declinará considerablemente, por lo que se requiere la construcción

de una nueva línea para el manejo de la producción de estos pozos por baja presión,

por lo tanto, este escenario queda descartado técnicamente pues no es factible para su

implantación.


nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X

12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la

producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1

hacia CGR y oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La

Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del ole ogasoducto de 12.5 km X 24 pg de CGR a BSCB Perfil probabilístio de producción P90

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

46

48

50

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000

Longitud (m)

Vel

ocid

ad (

ft/se

g)

Velocidad de Erosional

Velocidad de la Mezcla D = 24 pg

Qo máx P90 101.29 MBPD66.56 MMPCD


100

producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el

CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura 4.25).


De acuerdo a la filosofía para el manejo de la producción con este escenario, se

represionaría la red de transporte, debido a que se estaría manejando toda la

producción de los campos A-KM y B por la línea de 24”Ø X 12.5 km de CGR a BSCB.

Derivado a que se carece de información (perfiles probabilísticos de producción) del

campo B, este escenario queda documentado parcialmente, pero se recomienda que

se retome cuando se tengan los perfiles probabilísticos de producción de estos campos

con la finalidad de determinar la viabilidad técnica para su implantación. Por lo tanto,

para este estudio VCD, este escenario se descartó y no fue costeado.


nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia

BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM

por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos

existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos

A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a

cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura 4.26).


101


Este escenario permite tener una mayor flexibilidad en el manejo de la producción de

los hidrocarburos por reducir las contrapresiones en el sistema, ya que se propone la

instalación de 2 nuevos oleogasoductos desde la plataforma A1 a CGR y de CGR a

BSCB para el manejo de la producción de los pozos pertenecientes a la formación

terciaria en baja presión.

Este escenario propone ser el mejor desde el punto de vista técnico para la opción de

pozos fluyentes, pues en la BSCB se tiene infraestructura para llevar a cabo la

separación en baja presión (4 kg/cm2) de la producción proveniente de la formación

terciaria, además, en el futuro los oleogasoductos que conectan la plataforma A1 con el

CGR pueden manejar la producción considerando una separación remota en la

plataforma A1, lo que permitirá reducir las contrapresiones de los pozos de la formación

cretácico medio y disponer de las 2 líneas, que se pueden emplear una como oleoducto

y la otra como gasoducto.

Las figuras 4.45 y 4.46 indican las curvas de capacidad de transporte para los nuevos

oleogasoductos propuestos, el diámetro estará en función de la producción a manejar

por los pozos de la formación terciaria del campo A. Para efectos de costeo se

consideraron diámetros de 16” para la línea de baja presión que va de la plataforma A1

al CGR y de 24” para el oleogasoducto del CGR a la BSCB.


102

Figura 4.45 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de plataforma A1 a CGR.

Figura 4.46 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de CGR a BSCB.


103

La infraestructura considerada para desarrollar este escenario y los costos clase IV

para cada perfil probabilístico de producción P10, P50 y P90 aparece en las tablas 4.29,

4.30 y 4.31.

Tabla 4.29 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P10.











1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 1.95 22.425

Total 139.73 1606.895













Total 139.99 1609.885


104




















Total 273.98 3150.770

Escenario A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos

oleogasoductos (16” y 24” Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo

de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la

plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2 (ver figura

4.28).


105


Este escenario tiene la misma factibilidad técnica para su implantación que el escenario

A.8, el diámetro del nuevo oleogasoducto de 20 km que conecta a la plataforma A1 con

la BSCB, estará en función del gasto de producción a manejar, al no contar con el perfil

topográfico de la ruta de tendido de la nueva línea, no es posible realizar buenas

estimaciones de las curvas de capacidad de transporte y del comportamiento erosivo de

las mezclas multifásicas que nos lleven a determinar el diámetro óptimo, para efectos

de costeo se consideró un diámetro de 24”. La infraestructura considerada para

desarrollar este escenario y los costos clase IV para cada perfil probabilístico de

producción P10, P50 y P90 aparece en las tablas 4.32, 4.33 y 4.34.



1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740 1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740








Total 140.49 1615.635


106












Total 140.75 1618.625



















Total 274.74 3159.510

En resumen, de acuerdo al análisis de los escenarios preseleccionados para pozos

fluyentes desde la etapa de visualización, tenemos que los escenarios más factibles

técnicamente para el manejo de la producción de los perfiles probabilísticos de

producción P10, P50 y P90 del proyecto de explotación del campo A son el escenario


107

A.8 y el escenario A.9. La decisión acerca de cuál de los dos escenarios es el óptimo y

por ende, el recomendado para ejecutarse está basada en un análisis económico.

4.6 Análisis económico de los escenarios más factibles para la opción pozos fluyentes

Se compararon los beneficios producidos por los escenarios factibles para la opción

pozos fluyentes, que corresponden a los escenarios A.8 y A.9. El criterio para

seleccionar el mejor escenario es el desempeño económico de cada alternativa.

El análisis económico se realizó empleando un método de flujo de efectivo descontado,

considerando un periodo de estudio de 15 años. Los ingresos están representados por

la venta de los hidrocarburos producidos (aceite y gas) para cada perfil probabilístico de

producción. Los egresos son por concepto del costo de la infraestructura requerida y los

costos de operación y mantenimiento para cada perfil probabilístico de producción. En

la tabla 4.35 se indican las consideraciones y las premisas para el análisis económico.

Tabla 4.35 Consideraciones y premisas para el análisis económico.

Consideraciones y premisas para el análisis económico

Año de evaluación 2010

Paridad (peso/USD) 11.5

Tasa de descuento (%) 12

Costos de Op. Y Mantto. (% de C. de Inversión) 20

Precio del crudo (USD/barril) 60

Precio del gas (USD/MMPC) 5384

El valor presente es la medida de merito económico de mayor aceptación disponible,

cuando se utiliza para comparar alternativas de inversión, la que tiene mayor valor

presente es la alternativa que se recomienda [31] . Los indicadores económicos que se

emplearon para medir el valor de las inversiones son: el valor presente neto (VPN), el

valor presente de la inversión (VPI), el valor presente de costos de operación y

mantenimiento (VPC), el índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI), la relación

beneficio/costo (RBC) y el tiempo de recuperación de la inversión (TRI).


108

En la tabla 4.36 se presenta el resumen de los indicadores económicos del escenario

A.8 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la rentabilidad

económica de implementar este escenario.

Tabla 4.36 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.8.

Escenario evaluado: A.8 Unidad P10 P50 P90

Valor presente neto (VPN) MMUSD 2551.87 4340.46 10066.16

Valor presente de la inversión (VPI) MMUSD 130.75 130.99 241.04

Valor presente de costos de Op. Y Mantto. (VPC) MMUSD 227.65 228.06 446.75

Índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI) ----- 19.515 33.135 41.760

Relación beneficio/costo (RBC) ----- 7.119 12.088 14.635

Tiempo de recuperación de la inversión (TRI) Años 0.28 0.18 0.21


A.9 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la rentabilidad

económica de implementar este escenario.

Tabla 4.37 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.9.

Escenario evaluado: A.9 Unidad P10 P50 P90







Como se puede observar en las tablas 4.36 y 4.37, tanto el escenario A.8, como el

escenario A.9 son rentables económicamente. Los resultados del análisis económico

muestran que el escenario A.8 es el más rentable para su implantación. Por lo tanto,

este escenario y su infraestructura asociada es el que se recomienda para la opción

pozos fluyentes del proyecto de explotación del campo A.


109

4.7 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas artificiales de producción

Debido a la reducción de la presión del yacimiento y a algunos otros factores inherentes

a los mismos campos, el comportamiento de afluencia de los pozos se ve afectado, por

lo que se puede implementar un sistema artificial de producción.

Para el óptimo aprovechamiento de las reservas de aceite y gas del campo A se

requiere implementar algún sistema artificial de producción para la recuperación de los

fluidos de la formación terciaria.

Los escenarios planteados para el manejo de la producción del campo A-T empleando

sistemas artificiales de producción están basados en el escenario A.8 para la opción

pozos fluyentes, en el cual, la producción de los pozos en la formación terciaria, que se

encuentran en baja presión, se maneja por dos nuevos oleogasoductos uno de 16”Ø x

13.3 km de la plataforma A1 a CGR y otro de 24”Ø x 12.5 km de CGR a BSCB.

De acuerdo con un estudio realizado por el área de Ingeniería de Yacimientos, la

presión de los pozos de la formación terciaria comenzará a declinar a un ritmo

acelerado a partir del año 3. Para contrarrestar esta declinación, se opta por instalar

algún sistema artificial de producción del año 3 en adelante.

Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua,

utilizando sistemas artificiales de producción, a partir del año 3, para los pozos

pertenecientes al campo A-T se muestran en las figuras 4.47, 4.48 y 4.49

respectivamente.


110

Figura 4.47 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T empleando SAP.

Figura 4.48 Perfiles de producción de gas para el campo A-T empleando SAP.

02000400060008000

1000012000140001600018000200002200024000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qo

, BP

D

Años

Perfiles de producción de aceite (campo A-T)

P10 P50 P90

0123456789

101112

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Años

Perfiles de producción de gas (campo A-T)

P10 P50 P90


111

Figura 4.49 Perfiles de producción de agua para el campo A-T empleando SAP.

La matriz de escenarios planteada para sistemas artificiales de producción contempla

dos métodos: Bombeo Neumático (BN) y Bombeo Electrocentrífugo (BEC), por lo que

las opciones que se presentan en esta sección se enfocan a estos dos métodos.

Para el costeo clase V de la infraestructura requerida se utilizaron los perfiles

probabilísticos P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el caso del Bombeo

Neumático y de consumo de potencia para el caso del Bombeo Electrocentrífugo

proporcionados por el área de Productividad de Pozos. Estos perfiles se muestran en

las figuras 4.50 y 4.51.

Figura 4.50 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN.

05

101520253035404550

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Año

Requerimientos de gas

P10 P50 P90

Perfiles de Producción de Agua con SAP

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Año

Qw

, BP

D

P10 P50 P90


112

Figura 4.51 Perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC.

En la tabla 4.38 se muestran los escenarios con sistemas artificiales de producción.

Tabla 4.38 Matriz de escenarios con SAP para el campo A-T.

Matriz de escenarios con sistemas artificiales de producción

Escenario

Bombeo Neumático (BN)

B.1.1 BN autoabastecido desde una plataforma unida a la plataforma A1

B.1.2 BN suministrado desde el CRG

B.1.3 BN suministrado desde la BSCB

Bombeo Electrocentrífugo (BEC)

B.2 BEC centralizado en la plataforma A1

Se realizó la evaluación de cada uno de los escenarios mostrados en la tabla 4.38 para

la determinación de la infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase

V de acuerdo a los perfiles probabilísticos de producción, de requerimientos de gas y

de consumo de potencia P10, P50 Y P90.

Bombeo Neumático (BN)

En base a un análisis realizado para los escenarios con bombeo neumático, se

considera que a futuro se va a requerir gas adicional para inyección al yacimiento para

0500

100015002000250030003500400045005000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Po

ten

cia

(KW

)

Año

Cosumo de potencia

P10 P50 P90


113

mantenimiento de presión (Recuperación Secundaria). El área de productividad de

pozos determinó que la presión de inyección para BN es de 190 kg/cm2. Ingeniería de

Yacimientos determinó que la presión de inyección de gas al yacimiento para

recuperación secundaria es de 140 kg/cm2, por lo cual, los escenarios con BN

planteados se analizaron y costearon bajo el criterio de utilizar la cantidad total de gas

(BN + Recuperación Secundaria).

En la figura 4.52 se presentan los perfiles probabilísticos P10, P50 y P90 totales de gas

requerido que satisfacen la demanda de gas para BN y Recuperación Secundaria. El

equipo de proceso que se requiere para implementar los escenarios de bombeo

neumático debe tener una capacidad de procesamiento de acuerdo a los perfiles

probabilísticos de requerimiento total de gas de BN + Recuperación Secundaria que se

indican en la tabla 4.39.

Tabla 4.39 Perfiles de requerimiento máximo de gas de BN y RS.

Perfiles de requerimiento de gas total máximos (BN + RS)

Perfil Cantidad Unidad

P10 26.5 MMPCD

P50 41.6 MMPCD

P90 61.0 MMPCD

Figura 4.52 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN + Recuperación Secundaria.

05

101520253035404550556065

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Año

Requerimiento de gas

P10 P50 P90


114

Escenario B.1.1 BN autoabastecido (BNA) desde una plataforma unida A1

En este escenario se considera la instalación de equipo para BN, que consiste

principalmente en un separador gas-aceite, rectificadores y un paquete de compresión,

en una plataforma de proceso unida a la plataforma A1, así como la construcción de

toda la infraestructura requerida para el manejo del gas separado. También se requiere

la instalación de un cabezal de distribución de gas de BN y líneas de suministro en la

plataforma A1, así como interconexiones de servicios entre ambas plataformas. Para

este escenario se consideró una presión de separación de 45 kg/cm2.La figura 4.53

muestra este escenario en forma esquemática.

Figura 4.53 Manejo de la producción del escenario B.1.1 para el perfil P90.

La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,

P50 y P90 de producción y de requerimientos de gas se presenta en las tablas 4.40,

4.41 y 4.42.


115

Tabla 4.40 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P10.


1 Plataforma tetrápodo reforzado (para proceso) 36.22 416.530

1 Separador bifásico (17.5 MBD - 26.5 MMPCD) 1.31 15.065

1 Soloaire (1375 HP) (26.5 MMPCD) 0.35 4.025

1 Rectificador (26.5 MMPCD) 0.19 2.185


1 Modulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750

1 Quemador elevado 1.95 22.425

1 Puente de 100 m 1.94 22.310

1 Trípode de soporte 10.42 119.830

1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850

1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500

1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000

Total 74.78 859.970




1 Separador bifásico (26.4 MBD – 41.6 MMPCD) 2.06 23.690






1 Puente de 100 m 1.94 22.310





Total 79.78 917.470


116




1 Separador bifásico (50.7 MBD – 61 MMPCD) 3.03 34.845

1 Soloaire (3653 HP) (61 MMPCD) 0.80 9.200

1 Rectificador (61 MMPCD) 0.44 5.060




1 Puente de 100 m 1.94 22.310





Total 86.20 991.300

Escenario B.1.2 BN suministrado desde el CRG

Este escenario contempla la instalación de equipo de proceso para BN en el área del

CGR, así como, la construcción de un gasoducto de 8”Ø x 13.3 km del CGR hacia la

plataforma A1 para el transporte del gas separado, también se requiere la instalación de

un cabezal de distribución de gas de BN y líneas de suministro en la plataforma A1, así

como interconexiones en el CGR. Para este escenario se consideró una presión de

separación de 25 kg/cm2. En las figura 4.54 se presenta esquemáticamente este

escenario.


117



P50 y P90, de producción y de requerimientos de gas se presenta en las tablas 4.43,

4.44 y 4.45.



1 Separador bifásico (17.5 MBD - 26.5 MMPCD) 1.31 15.065




1 Gasoducto de 8”Ø x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455





Total 43.98 505.770


118



1 Separador bifásico (26.4 MBD – 41.6 MMPCD) 2.06 23.690









Total 48.65 559.475



1 Separador bifásico (50.7 MBD – 61 MMPCD) 3.03 34.845


1 Rectificador (61 MMPCD) 0.44 5.060







Total 54.41 625.715

Escenario B.1.3 BN suministrado desde la BSCB

La premisa de este escenario es utilizar infraestructura construida en tierra con el objeto

de abatir costos. Se contempla la instalación de infraestructura en la BSCB para

suministrar gas de BN a los pozos de la plataforma A1. En este caso, se trata de

suministrar gas dulce instalando equipo de endulzamiento de gas en la BSCB, puesto

que en estas instalaciones la planta de endulzamiento existente no tiene la capacidad

suficiente y el gas dulce producido es sólo para servicios.


119

La filosofía de este escenario es endulzar y recomprimir parte del gas separado en la

BSCB que es enviado a la Estación de Compresión con el objeto de transportarlo hacia

la plataforma A1 para su inyección a pozos.

La presión del gas que es enviado a la Estación de Compresión es de 18 kg/cm2, por lo

que será necesario recomprimirlo hasta la presión de inyección requerida en los pozos

de 190 kg/cm2. Para esto será necesario instalar equipo de compresión en la BSCB así

como realizar adecuaciones e interconexiones a los sistemas ya existentes. La figura

4.55 muestra este escenario en forma esquemática.


La infraestructura requerida para la implementación de este escenario es la siguiente.

En la BSCB:

• Paquete de compresión. • Planta endulzadora. • Adecuaciones e interconexiones en el área de proceso y a la salida del

gasoducto de transporte hacia el CGR. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida del gas a Estación de

Compresión hacia el paquete de compresión. • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad.


120

En CGR:

• Adecuaciones e interconexiones para la llegada del oleogasoducto de transporte.

En la plataforma A1:

• Cabezal y líneas de distribución de gas de BN a pozos. • 1 Slug catcher. • Adecuaciones para la interconexión del gasoducto de llegada con el cabezal de

distribución de gas de BN. • Adecuaciones e interconexiones para la llegada del gasoducto.

Ductos:

• Gasoducto de 10”Ø x12.5 km desde BSCB hacia el CGR. • Gasoducto de 10”Ø x13.3 km del CGR hacia la plataforma A1. (un tramo terrestre

de 2.5 km del CGR hacia la línea de costa y un tramo marino de 10.8 km desde la línea de costa hacia la plataforma A1).

Derivado a lo anterior, no se efectúa el costeo de este escenario debido a las siguientes

razones:

• Técnicamente tiene la desventaja de que se tiene que transportar gas a muy alta presión (aproximadamente 200 kg/cm2) en zonas que se encuentran cerca de asentamientos humanos.

• Se requiere demasiada infraestructura para su implementación lo cual tiene impacto en la rentabilidad del proyecto.

• La construcción del ducto terrestre es menos costosa que un ducto marino, sin embargo se tiene el inconveniente de que la legislación ambiental prohíbe estrictamente la construcción de infraestructura petrolera nueva en el Derecho de Vía (D.D.V.) de los ducto existentes y esto implica un retraso potencial significativo en el tiempo de ejecución de la obra.

Bombeo Electrocentrífugo (BEC)

Para el escenario de sistemas artificiales de producción con bombeo electrocentrífugo,

se consideraron equipos de BEC de 405 KW cada uno. De acuerdo a la figura 4.51 de

perfiles de consumo de potencia, para P10 se requieren 4 pozos con BEC, para P50 se

requieren 7 pozos con BEC y para P90 se requieren 10 pozos con BEC. La energía

eléctrica suministrada al sistema BEC es generada por motogeneradores, el

combustible utilizado es diesel.


121

Escenario B.2. BEC centralizado en la plataforma A1

En este escenario se considera la instalación de los equipos de superficie y auxiliares

de manera centralizada en la plataforma A1. Se contempla la instalación de una

plataforma tipo tetrápodo unida la plataforma A1 para la instalación de equipos y

requerimientos del BEC. La figura 4.56 muestra el esquema de este escenario.

Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90.


P50 y P90, de producción y de consumo de potencia se presenta en las tablas 4.46,

4.47 y 4.48.

Tabla 4.46 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P10.


1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530

4 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 10.00 115.000

1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750



Total 51.62 593.630


122








Total 60.45 695.175








Total 69.18 795.570

4.8 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria

Debido a la reducción de la presión del yacimiento y a algunos otros factores inherentes

a los mismos campos, el comportamiento de afluencia de los pozos se ve afectado, por

lo que aunado a la implementación de un sistema artificial de producción se requiere

con el tiempo la implementación de un sistema de recuperación secundaria, para el

mantenimiento de la presión del yacimiento y mejorar la eficiencia de desplazamiento y

recuperar una cantidad adicional de los hidrocarburos remanentes.

La matriz de escenarios planteada para sistemas de recuperación secundaria

contempla los métodos de inyección de gas e inyección de agua, por lo que el análisis

de escenarios que se presentan en esta sección se enfoca a estos dos métodos de

recuperación secundaria.

De acuerdo a un estudio realizado por el área de Ingeniería de Yacimientos, para el

óptimo aprovechamiento de las reservas de hidrocarburos del campo A-T es necesario


123

aplicar un sistema de recuperación secundaria a partir del año 10. Como ya se indicó,

solo la plataforma A1 opera pozos de la formación terciaria.

Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua,

utilizando sistema de recuperación secundaria a partir del decimo año se muestran en

las figuras 4.57, 4.58 y 4.59 respectivamente.

Figura 4.57 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T con SRS.

Figura 4.58 Perfiles de producción de gas para el campo A-T con SRS.

02000400060008000

1000012000140001600018000200002200024000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qo

, BP

D

Años

Perfiles de producción de aceite (campo A-T)

P10 P50 P90

0123456789

101112

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Años

Perfiles de producción de gas (campo A-T)

P10 P50 P90


124

Figura 4.59 Perfiles de producción de agua para el campo A-T con SRS.

Para el costeo clase V de la infraestructura requerida se utilizaron los perfiles

probabilísticos P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el caso de Inyección de

Gas y requerimiento de agua para el caso de Inyección de Agua proporcionados por el

área de Ingeniería de Yacimientos. Estos perfiles se muestran en las figuras 4.60 y

4.61.

Figura 4.60 Perfiles de requerimientos de gas para el caso de Inyección de Gas al Yacimiento.

02468

101214161820

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qg,

MM

PC

D

Años

Requerimiento de gas

P10 P50 P90

Perfiles de Producción de Agua con SAP + RS

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Año

Qw

, BP

Dj

P10 P50 P90


125

Figura 4.61 Perfiles de requerimientos de agua para el caso de Inyección de Agua al yacimiento.

En la tabla 4.49 se muestran los escenarios con sistemas de recuperación secundaria.

Tabla 4.49 Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria.

Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria Escenario Inyección de Gas Amargo

C.1.1 Inyección de Gas Amargo desde el CGR C.1.2 Inyección de Gas Amargo desde una plataforma unida a A1

Inyección de Gas Dulce C.1.3 Inyección de Gas Dulce desde la BSCB C.1.4 Inyección de Gas Dulce desde una plataforma unida a A1 C.1.5 Inyección de Gas Dulce desde el CGR

Inyección de Agua C.2 Inyección de Agua desde una plataforma de inyección

A continuación se presenta la evaluación de cada escenario para la determinación de la

infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase V de acuerdo a los

perfiles probabilísticos de producción, de requerimientos de gas y agua P10, P50 Y

P90.

0300060009000

12000150001800021000240002700030000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Qw

, BP

D

Años

Requerimiento de agua

P10 P50 P90


126

Inyección de Gas Amargo

Escenario C.1.1 Inyección de Gas Amargo desde el CGR

Para este escenario se requiere la instalación de equipo de proceso en el área del

CGR, así como, la infraestructura requerida para el transporte del gas separado,

también se requiere la instalación de un cabezal de distribución de gas y líneas de

suministro en la plataforma A1 e interconexiones en el CGR. Considerando que la

presión de inyección de gas al yacimiento (140 kg/cm2) es menor que la estimada para

el caso del BN (190 kg/cm2) en la sección de sistemas artificiales de producción, se

opta por utilizar la misma infraestructura con un sobredimensionamiento que contemple

la cantidad de gas adicional requerido para recuperación secundaria. El esquema de

manejo de la producción y del sistema de proceso requerido en el CGR, son los mismos

que para el Escenario B.1.2 de la sección de sistemas artificiales de producción. Los

costos para los diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro de los costos

del mismo, por lo que no se considera ningún costo adicional para este escenario.

Escenario C.1.2 Inyección de Gas Amargo desde una plataforma unida a A1

Este escenario contempla la instalación de una plataforma de proceso unida a la

plataforma A1, así como, la construcción de toda la infraestructura requerida para el

manejo del gas separado, también se requiere la instalación de un cabezal de

distribución de gas y líneas de suministro en la plataforma A1 e interconexiones de

servicios entre ambas plataformas. El esquema del manejo de la producción y el

sistema de proceso requerido en este escenario son los mismos que para el Escenario

B.1.1 de la sección de sistemas artificiales de producción. Los costos para los

diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro de los costos del mismo, por lo

que no se consideran costos adicionales para este escenario.

Inyección de Gas Dulce

Escenario C.1.3 Inyección de Gas Dulce desde la BSCB

En este escenario se contempla la instalación de infraestructura en la BSCB para

suministrar gas dulce de inyección al yacimiento. En este caso es necesario instalar una

planta de endulzamiento de gas en la BSCB. La filosofía de este escenario es endulzar


127

y recomprimir parte del gas separado que es enviado a la Estación de Compresión con

el objeto de transportarlo hacia la plataforma A1 para su inyección al yacimiento. El

esquema del manejo de la producción y el sistema de proceso requerido en la BSCB, el

CGR y la plataforma A1, son los mismos que para el Escenario B.1.3 de la sección de

sistemas artificiales de producción.

Escenario C.1.4 Inyección de Gas Dulce desde una plataforma unida a A1

Este escenario contempla la instalación de una plataforma de proceso unida a la

plataforma A1, en donde, además de la infraestructura para la separación y compresión

del gas a inyectar, se instala también una planta endulzadora.

Escenario C.1.5 Inyección de Gas Dulce desde el CGR

Para este escenario se requiere la instalación de equipo de proceso en el área del CGR

que contemple la separación, el endulzamiento y la compresión del gas a la presión de

inyección al yacimiento, además de la infraestructura requerida para el transporte del

gas.

Los escenarios de Inyección de Gas Dulce considerados en la sección de sistemas de

recuperación secundaria, escenarios C.1.3, C.1.4 y C.1.5 no fueron costeados debido a

que el gas producido del campo A es bajo en contenido de acido sulfhídrico, por lo cual,

se considera más económico la inyección de gas amargo ya que no se requiere de la

instalación de plantas endulzadoras.

Inyección de Agua

Escenario C.2 Inyección de Agua desde una plataforma de inyección

Este escenario considera la instalación de una plataforma de inyección de agua

cercana a la plataforma A1, la cual alojará al equipo de tratamiento y bombeo destinado

a inyectar agua al yacimiento. También se requiere la instalación de un cabezal de

distribución de agua y líneas de suministro en la plataforma A1. En la figura 4.62 se

presenta el esquema de este escenario.


128

Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90.

La planta de tratamiento de agua que se requiere debe tener una capacidad de

procesamiento de acuerdo a los perfiles probabilísticos de requerimiento de agua de

inyección que se indican en la tabla 4.50.

Tabla 4.50 Perfiles de requerimiento máximo de agua de inyección.

Perfiles de inyección de agua máximos

Perfil Cantidad Unidad

P10 6 MBPD

P50 12.2 MBPD

P90 26.5 MBPD


P50 y P90, de producción y de requerimiento de agua se presenta en las tablas 4.51,

4.52 y 4.53.

Tabla 4.51 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P10.

10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos

1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530

1 Planta de inyección de agua (6 MBPD) 2.82 32.430




Total 44.44 511.060


129




1 Planta de inyección de agua (12.2 MBPD) 3.42 39.330




Total 45.04 517.960




1 Planta de inyección de agua (26.5 MBPD) 4.02 46.230




Total 45.64 524.860


visualización para la opción sistemas artificiales de producción


visualización para sistemas artificiales de producción los cuales de analizaron en esta

etapa de conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el punto

de vista técnico-económico.

Tabla 4.54 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para sistemas artificiales de producción.

Matriz de escenarios de sistemas artificiales de p roducción

B Bombeo Neumático (BN)

B.1.2. BN suministrado desde el CGR

B Bombeo Electrocentrífugo (BEC)

B.2. BEC centralizado en la plataforma A


130

Escenario B.1.2. BN suministrado desde el CGR

Contempla la instalación de equipo de proceso para bombeo neumático en el área del

CGR, así como, la construcción de un gasoducto de 8”Ø x 13.3 km del CGR hacia la

plataforma A1 para el transporte del gas separado. También se requiere la instalación

de un cabezal de distribución de gas de bombeo neumático y líneas de suministro en la

plataforma A1 e interconexiones en el CGR (ver figura 4.54).


Este escenario fue analizado y costeado bajo el criterio de utilizar la cantidad total de

gas (BN + Recuperación Secundaria) mostrado en la figura 4.52 para el

dimensionamiento de la infraestructura requerida, ya que, la presión de inyección de BN

es de 190 kg/cm2 y la de inyección de gas al yacimiento para recuperación secundaria

es de 140 kg/cm2.

La viabilidad técnica de este escenario es la disponibilidad de gas que se tenga en el

CGR, para asegurar el cumplimiento de los volúmenes requeridos de gas, la producción

de las plataformas A1, A2, A3, A4, A5, A6 y A7 del campo A junto con la producción de

las macroperas del campo B terrestre se mezclan y alimentan a un separador bifásico

gas-aceite de alta eficiencia que opera a 25 kg/cm2.


131

El aceite resultante es enviado a la BSCB para su separación en segunda etapa y

estabilización, mientras que el gas se comprime a 200 kg/cm2 para posteriormente

enviarse a través del gasoducto de 8”Ø x 13.3 km a la plataforma A1 para su inyección.

Se realizó la simulación del proceso de separación con la finalidad de determinar el

equipo de separación y rectificación de gas, así como la potencia requerida para

comprimir el gas de inyección de 25 hasta 200 kg/cm2 empleando el simulador de

procesos Hysys 3.2. La composición de la corriente de alimentación al separador de

fases se obtuvo de un análisis del fluido producido por el pozo A-3 de la plataforma A1,

esta composición se consideró como análoga para los demás pozos de las plataformas

del campo A.

A partir de la simulación, se obtuvó que manteniendo una temperatura de 50 °C en el

gas separado antes de la compresión se reduce la cantidad de equipos y la potencia

requerida por los compresores.

A continuación en las tablas 4.55, 4.56 y 4.57 se indican los resultados de la simulación

de la infraestructura de proceso y transporte, es decir, el dimensionamiento de los

equipos requeridos para la inyección de gas considerando la suma de los volúmenes de

gas para BN y recuperación secundaria para cada perfil probabilístico de

requerimientos de gas P10, P50 y P90 respectivamente, empleando el simulador de

procesos Hysys 3.2.

Tabla 4.55 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) para P10.

Equipo Cantidad Características

Separador bifásico 1 Qg = 30 MMPCD; Qo = 32.85 MBPD D = 2.13 m; L= 7.44 m; Pmáx = 30 kg/cm2;

Tmáx = 120 °C

Equipo de compresión 2 etapas HP = 3500; Qg = 30 MMPCD;

Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2

Soloaire 3 6736 HP; Qg = 30 MMPCD

Rectificador vertical 1 Qg = 30 MMPCD; Pmáx = 30 kg/cm2; T= 60 °C

Rectificador vertical 1 Qg = 30 MMPCD; Pmáx = 95 kg/cm2;

T= 60 °C



132



Separador bifásico 1

Qg = 45 MMPCD; Qo = 52.83 MBPD

D = 2.60 m; L= 9.07 m; Pmáx = 30 kg/cm2; Tmáx = 120 °C

Equipo de compresión 2 etapas HP = 5476; Qg = 45 MMPCD; Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2



T= 60 °C



T= 60 °C



Separador bifásico 1 Qg = 70 MMPCD; Qo = 101.29 MBPD D = 3.20 m; L= 11.20 m; Pmáx = 30 kg/cm2; Tmáx = 120 °C

Equipo de compresión 2 etapas HP = 8920; Qg = 70 MMPCD;

Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2



T= 60 °C



T= 60 °C

En la figura 4.63 se muestra el esquema de proceso a construir en el CGR para obtener

el gas a las condiciones que se requiere para la inyección como bombeo neumático y



133

Figura 4.63 Esquema de proceso para obtener gas de BN y RS.


para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el bombeo

neumático y la recuperación secundaria aparece en las tablas 4.58, 4.59 y 4.60

respectivamente.


134

Tabla 4.58 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P10.


1 Separador bifásico (32.85 MBD - 30 MMPCD) 1.49 17.135


1 Rectificador (30 MMPCD Pmáx: 30 kg/cm2 T: 60 °C) 0.21 2.415



1 Paquete de compresión 30 MMPCD (3500 HP – 2 etapas) 6.00 69.000






1 Red contraincendio 3.90 44.850

1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180

1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120

1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125

Total 53.55 615.825


















Total 59.11 679.765


135


















Total 66.09 760.035

Escenario B.2. BEC centralizado en la plataforma A1

De acuerdo a la información proporcionada en la figura 4.51, donde se muestran los

perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC, para cada uno de los perfiles

probabilísticos de producción P10, P50 y P90, se realizó el análisis para este escenario,

donde se considera la instalación de los equipos de superficie, subsuperficiales y

auxiliares de manera centralizada en una plataforma tipo tetrápodo unida la plataforma

A1 (ver figura 4.56).


136

Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90.

En esta etapa de conceptualización, es de suma importancia tener el número y

ubicación de los pozos a los que se les aplicara el método de bombeo electrocentrífugo

para poder determinar los requerimientos de infraestructura necesaria para llevar a

cabo este escenario. Se consideró el mismo número de pozos que se manejó en

visualización, es decir, 4 pozos para el perfil P10, 7 pozos para el perfil P50 y 10 pozos

para el perfil P90.

La energía eléctrica suministrada al sistema de bombeo electrocentrífugo es la línea de

vida que proporciona energía al motor y genera el movimiento del fluido a través de la

fuerza centrífuga. En la figura 4.64 se muestra un esquema típico de generación de

energía eléctrica en instalaciones con bombeo electrocentrífugo.


137

Figura 4.64 Esquema de generación de energía eléctrica para BEC.


para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de consumo eléctrico aparece en las

tablas 4.61, 4.62 y 4.63 respectivamente.

Tabla 4.61 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P10.











Total 59.47 683.905


138












Total 68.23 784.645












Total 77.03 885.845


visualización para la opción sistemas de recuperación secundaria


visualización para sistemas de recuperación secundaria los cuales de analizaron en

esta etapa de conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el

punto de vista técnico-económico.


139

Tabla 4.64 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para recuperación secundaria.

Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria

C

Inyección de gas

C.1.1. Inyección de gas amargo desde el CGR

C

Inyección de agua

C.2. Inyección de agua desde una plataforma de inyección

Escenario C.1.1. Inyección de gas amargo desde el CGR

Se requiere instalar equipo de proceso en el área del CGR, así como, la infraestructura

requerida para el transporte del gas separado. También se requiere la instalación de un

cabezal de distribución de gas, líneas de suministro en la plataforma A1 e

interconexiones en el CGR. Considerando que la presión de inyección al yacimiento

para sistemas de recuperación secundaria es menor que la estimada para el caso del

BN en la sección de sistemas artificiales de producción, se opta por utilizar la misma

infraestructura pero con un sobredimensionamiento que contemple la cantidad de gas

requerido para recuperación secundaria.

El esquema de manejo de la producción y del sistema de proceso requerido en el CGR,

son los mismos que para el Escenario B.1.2 de la sección de sistemas artificiales de

producción. Los costos para los diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro

de los costos del mismo escenario.

Escenario C.2. Inyección de agua desde una plataforma de inyección

En el análisis de este escenario se plantearon dos opciones:

• Emplear agua congénita para la inyección al yacimiento.

• Emplear agua de mar para la inyección al yacimiento.

Inyección de agua congénita. Para la inyección de agua congénita al yacimiento como

sistema de recuperación secundaria se considera la instalación de una plataforma de


140

Perfiles Probabilísticos de Producción y requerimie nto de inyección de Agua Qw

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16Años

BP

D

Producción de Agua-P10 Producción de Agua-P50 Producción de Agua-P90Requerimiento de Agua - P10 Requerimiento de Agua - P50 Requerimiento de Agua - P90

inyección de agua cercana a la plataforma A1, donde se instalará un separador

trifásico, equipo de tratamiento, bombeo y servicios auxiliares, se requiere también, la

instalación de un cabezal de distribución de agua y líneas de suministro en la

plataforma A1.

Se carece de estudios de laboratorio sobre caracterización del agua producida en el

campo A que nos permitan determinar el método más adecuado para el tratamiento e

inyección de agua al yacimiento. Estos estudios deben considerar las propiedades

físicas y químicas del agua, sólidos disueltos y en suspensión, análisis bacteriológico,

etc.

La definición de los equipos de proceso para el tratamiento de agua congénita

dependerá de los análisis de la misma y de las pruebas de compatibilidad al

yacimiento. Es decir, podrá ir desde un tratamiento simple que requiera de filtración

hasta un proceso sofisticado como es la ósmosis inversa.

La inyección de agua congénita como método de recuperación secundaria no es

factible desde el punto de vista técnico, debido a que el agua producida en el campo A

no cumple con los requerimientos de inyección de agua como se indica en la figura

4.65.

Figura 4.65 Comparación de producción y requerimiento de agua de inyección del campo A.


141

Inyección de agua de mar. En el caso de inyección de agua de mar al yacimiento como

método de recuperación secundaria, se consideró la instalación de una plataforma de

inyección de agua cercana a la plataforma A1, la cual alojará al equipo de tratamiento,

bombeo y servicios auxiliares destinado a inyectar agua al yacimiento. También se

requiere la instalación de un cabezal de distribución de agua y líneas de suministro en

la plataforma A1 (ver figura 4.62).

Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90.


para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de requerimiento de agua de inyección

aparece en las tablas 4.65, 4.66 y 4.67 respectivamente.

Tabla 4.65 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P10.



1 Planta de inyección de agua (6 MBD) 2.82 32.430








Total 52.29 601.335


142

. Tabla 4.66 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P50.



1 Planta de inyección de agua (12.2 MBD) 3.42 39.330








Total 52.89 608.235

. Tabla 4.67 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P90.



1 Planta de inyección de agua (26.5 MBD) 4.05 46.575








Total 53.52 615.480

4.11 Análisis económico de los escenarios más factibles para sistemas artificiales de

producción y sistemas de recuperación secundaria

Se compararon los beneficios producidos por los escenarios factibles para sistemas

artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria. El criterio para

seleccionar el mejor escenario fue el desempeño económico de cada alternativa.

El escenario B.1.2 contempla tanto la opción sistemas artificiales de producción como la

de sistemas de recuperación secundaria, a partir del tercer año se inyecta gas de

bombeo neumático a los pozos de la formación terciaria y del año 10 en adelante se

inyecta gas al yacimiento para el mantenimiento de la presión.


143

Se realizó la comparación del escenario B.1.2 con un escenario que conjunta a los

escenarios B.2 y C.2., en lo sucesivo escenario B.2+C.2. El escenario B.2 cubre la

opción de sistemas artificiales de producción con el bombeo electrocentrífugo a partir

del año 3, mientras que el escenario C.2 lo hace con la opción de sistemas de

recuperación secundaria con la inyección de agua del decimo año en adelante.

Los costos de operación y mantenimiento varían en función de las necesidades de

infraestructura de cada perfil probabilístico de producción. Para el escenario B.1.2 se

definieron, para cada año en el periodo de estudio, como el 20 % de los costos de

inversión para cada perfil probabilístico más el costo del volumen anual de gas

requerido para cada perfil. Cuando la producción de gas de los pozos fluyentes del

campo A cubre los requerimientos de inyección de gas no hay desembolso, cuando el

volumen producido no es suficiente, el diferencial entre el volumen anual de gas

requerido y el producido por el campo A se consideró como un volumen que se compra

a un precio de 5384 USD/MMPC.

Los costos de operación y mantenimiento anuales para el escenario B.2+C.2 se

definieron como el 20 % de los costos de inversión más el costo de producir la energía

eléctrica que requieren los equipos de bombeo electrocentrifugo, considerando que

para producir 1000 KWH con los motogeneradores a plena carga, se consumen 152

litros de diesel, el costo de diesel se tomó de 0.71 USD/litro.


B.1.2 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la

rentabilidad económica de implementar este escenario.

Tabla 4.68 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.1.2.

Escenario evaluado: B.1.2 Unidad P10 P50 P90








144


B.2+C.2 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la

rentabilidad económica de implementar este escenario.

Tabla 4.69 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.2+C.2.

Escenario evaluado: B.2+C.2 Unidad P10 P50 P90







Como se puede observar en las tablas 68 y 69, tanto el escenario B.1.2, como el

escenario B.2+C.2 son rentables económicamente. Los resultados del análisis

económico muestran que el escenario B.1.2 es el más rentable para su implantación.

Por lo tanto, este escenario y su infraestructura asociada es el que se recomienda para

las opciones de sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación

secundaria del proyecto de explotación del campo A.

4.12 Definición. Consideraciones generales de la ingeniería básica de los escenarios

seleccionados

En este punto del presente trabajo se realiza una descripción en forma general de los

aspectos a considerar durante la ejecución del proyecto, como son: bases de usuario

para la construcción de la infraestructura, automatización y control y seguridad industrial

y protección ambiental de los escenarios seleccionados.

4.12.1 Bases de usuario

Plataformas:

El proyecto de explotación del campo A contempla la construcción e instalación de

plataformas. A continuación se establecen algunos requerimientos técnicos para la


145

elaboración de la ingeniería, análisis de riesgos, estudios de impacto ambiental y

construcción de estas plataformas.

• Cada plataforma debe tener los equipos básicos suficientes para operar y

manejar la producción máxima esperada. La estructura tendrá como función

principal permitir la perforación y terminación de pozos.

• Debe contar con espacio suficiente para las maniobras operativas, carga y

descarga de equipos y materiales.

• El diseño de los pilotes deberá considerar el estudio geotécnico específico del

sitio y las diferentes condiciones de carga a las que estarán sometidos.

• El arreglo de bajantes de los pozos debe ser tal que considere el espacio

adecuado para el número de pozos a manejar, además de espacios para la

instalación de árboles de navidad, preventores, maniobras del equipo de

perforación, así como, espacios para mantenimiento.

• La plataforma debe contar con una unidad de procesamiento remoto (UPR) para

monitorear las condiciones operativas de los pozos e incorporar a la plataforma

los sistemas de seguridad necesarios para el paro por emergencia.

• Debe incluirse las condiciones climatológicas del lugar donde se instalaran las

plataformas en las bases de usuario ya que es el primer documento que se emite

para la elaboración de la ingeniería básica.

• Se debe realizar un estudio ambiental de acuerdo a lo establecido al capítulo IV,

sección V, Artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección

al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetarán

las actividades de construcción e instalación de las plataformas.

• Para la instalación de las plataformas se debe contar con el estudio de riesgo

correspondiente de acuerdo al capítulo IV, sección V, Artículo 30 de la Ley

General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente. Para el

desarrollo y terminación de la ingeniería básica se deberán considerar los

resultados derivados del análisis de riesgo para el suministro, instalación,

interconexiones necesarias, pruebas y puesta en operación de las plataformas.


146

Oleogasoductos:

El proyecto de explotación del campo A contempla la construcción e instalación de

nuevos oleogasoductos para servicio amargo. A continuación se establecen algunos

requerimientos técnicos para la elaboración de la ingeniería, análisis de riesgos,

estudios de impacto ambiental y construcción de estos oleogasoductos.

• El oleogasoducto debe diseñarse considerando la producción máxima esperada

tanto de aceite como de gas.

• La protección anticorrosiva de la tubería deberá estar de acuerdo a lo indicado

en las normas vigentes tanto nacionales como internacionales.

• Deberá proveerse aislamiento térmico en caso de que sea necesario mantener la

temperatura por requerimiento de proceso, la selección del tipo de aislante

térmico deberá estar de acuerdo a lo indicado en las normas vigentes tanto

nacionales como internacionales.

• El material de la tubería, los análisis radiográficos, las soldaduras, las válvulas y

conexiones deberán estar de acuerdo con los códigos y normas vigentes.

• El oleogasoducto deberá diseñarse para las condiciones climatológicas más

adversas como huracanes, oleajes, sismo, etc.

• Deberá considerarse la realización del análisis de flexibilidad en la tubería, para

conocer el comportamiento estructural de la misma en base a un modelo

tridimensional que permita conocer los esfuerzos actuantes a los que estará

sometida la tubería en operación.

• La normatividad para el diseño, construcción, instalación, inspección, puesta en

operación y mantenimiento del oleogasoducto deberá de apegarse a los códigos,

estándares y normas aplicables, utilizando la última edición/revisión de las

normatividad nacional e internacional como son: NOM, NMX, PEMEX, NRF, API,

ASME, ISO, entre otros.




147

al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetaran

las actividades de construcción e instalación de los oleogasoductos.

• Para la instalación de los oleogasoductos se debe contar con el estudio de riesgo

correspondiente de acuerdo al capítulo IV, sección V, Artículo 30 de la Ley

General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente. Para el

desarrollo y terminación de la ingeniería básica se deberán considerar los

resultados derivados del análisis de riesgo para el suministro, instalación,

interconexiones necesarias, pruebas y puesta en operación de los

oleogasoductos.

Paquete de separación-compresión:

• El paquete de separación-compresión debe de ser capaz de manejar la el

requerimiento máximo de gas amargo y entregar el gas a las condiciones de

presión requerida para su inyección.

• La eficiencia de separación de las fases no deberá ser mayor de un arrastre de

líquido a 0.1 gal/MMPC, dicha eficiencia deberá ser comprobada con un método

de prueba estandarizado.

• El recipiente deberá ser radiografiado al 100%, además, se le deberá efectuar

relevado de esfuerzos en su totalidad.

• El separador deberá contar con una entrada - hombre (man-hole) para efectuar

revisiones, limpiezas o reparaciones programadas al equipo.

• Los internos deberán estar construidos de materiales que garanticen soportar

las condiciones corrosivas del fluido.

• El separador deberá contar con un sistema que garantice que el recipiente se

mantenga libre de sólidos depositados, evitando con esto el taponamiento de

líneas o la deficiente operación de éste.

• El equipo de compresión debe ser adecuado para entregar el gas a una presión

máxima de 200 kg/cm2, con una temperatura a la descarga no mayor a 100 ºC.

• El sistema de compresión (compresor, accionador, soloaires, internos y sistemas

auxiliares) deberá ser adecuado para operar en un ambiente húmedo y

corrosivo.


148

• Deberá considerarse la instalación, configuración, pruebas y puesta en

operación de un sistema de medición de flujo certificado, con la finalidad de

cuantificar el volumen de gas suministrado a pozos y al yacimiento.



al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetaran

las actividades de construcción e instalación del paquete de separación-

compresion.

• Se deberá realizar un estudio de riesgo autorizado por las autoridades

ambientales de Sermanat para la operación del sistema de compresión e

inyección de gas y la quema a cielo abierto del gas que se utilizará durante el

barrido, pruebas, puesta en operación o cualquier contingencia que se tenga en

el sistema de compresión e inyección de gas amargo a pozos y al yacimiento.

4.12.2 Automatización y control

En proyectos de explotación de hidrocarburos, el nivel de automatización comprende

desde pozos hasta instalaciones superficiales de producción, incluyendo cabezales de

recolección y redes de transporte de hidrocarburos, para monitorear y controlar las

variables de flujo, nivel, presión y temperatura principalmente.

El escenario para la inyección de gas de bombeo neumático y recuperación secundaria

desde el CGR, compuesto por el paquete de separación-compresión es el que requiere

de cierto nivel de instrumentación y control.

Se deberán cumplir los requerimientos mínimos de instrumentación, monitoreo, control

y dispositivos de seguridad que permitan la supervisión, control y automatización del

proceso de separación, compresión e inyección de gas amargo, de tal manera que se

garantice una operación segura y eficiente de la instalación, y se cumpla con las

normas actuales de calidad, diseño, construcción, operación y protección al medio

ambiente.


149

La automatización para este escenario debe contemplar como mínimo lo siguiente:

• Indicador, transmisor y controlador de nivel en el separador de fases.

• Alarma por alto y bajo nivel en el separador de fases.

• Termopozos y termopares en el separador.

• Válvulas de control con posicionadores y actuadores de diafragma.

• Control y monitoreo de las variables presión y temperatura de succión y

descarga de los compresores.

• Medición de flujo para cuantificar el volumen de gas transferido del gasoducto.

• Medición de flujo para cuantificar el volumen de gas inyectado a pozos y a

yacimiento.

• Control y monitoreo de las condiciones de operación de los equipos de

compresión.

• Sistema digital de monitoreo en el cuarto de control.

• Monitoreo de vibración de los motores y compresores.

4.12.3 Seguridad industrial y protección ambiental

El desarrollo de la ingeniería de sistemas de seguridad y protección ambiental se debe

de considerar cuando se lleve a cabo la ingeniería básica y de detalle del escenario

seleccionado. Deberá tomarse en cuenta por lo menos los siguientes puntos:

• Paro o cierre de emergencia.

• Sistema de depresionamiento y desfogue: PSV´s, Receptores de líquidos,

Seguridad y protección en los procesos.

• Evacuación, escape y rescate: botes y balsas salvavidas, aros salvavidas,

chalecos salvavidas, planes de respuesta a emergencias.

• Integridad estructural, izaje y protección pasiva contra incendio: pararrayos,

muros contra incendio, grúas, defensas en muelles.

• Sistema activo contra incendio: bombas contraincendio, sistemas de diluvio,

sistemas de espuma, extintores portátiles PQS, extintores portátiles H2O,

extintores portátiles CO2, extintores fijos/rodantes PQS.


150

• Sistemas auxiliares de potencia, alumbrado y UP´s (sistema de fuerza

ininterrumpida): generadores principales, generadores auxiliares, UP´s, banco de

baterías, alumbrado de helipuerto, alumbrado de emergencia, sistemas de tierra,

clasificación de áreas eléctricas.

• Detección de gas y fuego: detectores de UV/IR, detectores CH4, detectores de

H2S, detectores de humo y detectores térmicos.

• Telecomunicaciones y ayuda a la navegación: sistema de telefonía, sistema de

voceo, sistema de alarma audible y visual (fuego, fuga, hombre al agua) y luces

de situación de ayuda a la navegación.

• Control de pozos: consola Baker, SSV, SSSV, estaciones de cierre de pozos.

• Programas de mantenimiento a equipos, sistemas de seguridad y de

contraincendio.

• Higiene y salud ocupacional.

Capítulo V. Resultados

151



152

5.1. Resultados

Se aplicó la metodología VCD al campo A con la finalidad de seleccionar la

infraestructura de explotación óptima considerando tres elementos técnicos: pozos

fluyentes, sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación

secundaria.

Las opciones sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación

secundaria aplican solamente para la formación terciaria del campo A (campo A-

T).

5.1.2. Pozos fluyentes

En la etapa de visualización, para pozos fluyentes se planteó la matriz de

escenarios para el manejo de la producción y se realizó una evaluación a cada

escenario para determinar la infraestructura requerida y los costos clase V de la

misma. Los escenarios más factibles pasaron a la etapa de conceptualización,

donde fueron evaluados técnicamente con el apoyo de las simulaciones realizadas

en un modelo de la infraestructura futura desarrollado en Pipephase 9.2.

Los criterios de evaluación técnica fueron que no se rebasara la presión máxima

de operación de los ductos que conforman la red de transporte (100 kg/cm2) y que

no se presentaran problemas de flujo erosivo en las líneas, considerando la

producción máxima reportada en los perfiles probabilísticos de producción P10,

P50 y P90.

De la evaluación técnica en conceptualización para la opción pozos fluyentes, se

obtuvó que los escenarios más factibles técnicamente son el escenario A.8 y el

escenario A.9. La decisión sobre cuál de estos dos escenarios es el óptimo se

tomó en base a un análisis económico.

La evaluación económica mostró que ambos escenarios son rentables

económicamente, la diferencia entre los beneficios generados por uno y otro

escenario es marginal.


153

Se seleccionó el escenario A.8 como el óptimo para la opción pozos fluyentes

pues presenta valores más satisfactorios en los indicadores de rentabilidad

económica. La evaluación económica de este éste escenario, para el perfil

probabilístico de producción P50, que es el caso más probable, generó los

siguientes resultados: VPN = 4340.46 MMUSD, VPI = 130.99 MMUSD, VPC =

228.06 MMUSD, VPN/VPI = 33.135, RBC = 12.088, TRI = 0.18 años.

5.1.3. Sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria

Para la opción sistemas artificiales de producción, en la etapa de visualización, se

planteó la matriz de escenarios considerando solo dos métodos: bombeo

neumático y bombeo electrocentrífugo.

Al ser la infraestructura requerida (separación de fases, rectificación del gas y

compresión) la misma para el bombeo neumático y para la inyección de gas al

yacimiento como sistema de recuperación secundaria y la presión de inyección de

gas al yacimiento menor que la presión de inyección para los pozos de bombeo

neumático, los escenarios con bombeo neumático se evaluaron considerando los

perfiles probabilísticos de requerimiento máximo total de gas de inyección

(bombeo neumático + recuperación secundaria). Es decir, los escenarios con

bombeo neumático contemplan las dos opciones: sistemas artificiales de

producción y sistemas de recuperación secundaria.

Los escenarios que pasaron a la etapa de conceptualización para la opción

sistemas artificiales de producción fueron el escenario B.1.2: bombeo neumático

suministrado desde el CGR y el escenario B.2: bombeo electrocentrífugo

centralizado en la plataforma A1. Se empleó el programa Hysys 3.2 para calcular

la potencia requerida para comprimir el volumen máximo de gas que se indica en

los perfiles probabilísticos, de la presión de separación (25 kg/cm2) a la presión de

inyección.

Para sistemas de recuperación secundaria, la matriz de escenarios planteada

desde la etapa de visualización contempla dos métodos: inyección de gas al

yacimiento e inyección de agua al yacimiento. La infraestructura requerida para los


154

escenarios de inyección de gas al yacimiento está incluida en los escenarios de

bombeo neumático como sistema artificial de producción.

En el escenario de inyección de agua (escenario C.2) se analizaron dos casos: la

inyección de agua congénita y la inyección de agua de mar. Los perfiles

probabilísticos de producción de agua del campo A no cubren los perfiles

probabilísticos de requerimiento de agua de inyección al yacimiento, por lo que se

opta por inyectar agua de mar.

Se realizó un análisis económico para seleccionar el escenario de explotación

óptimo y por ende, la infraestructura óptima para el manejo de la producción de la

formación terciaria del campo A. Se comparó el desempeño económico de

escenario B.1.2, que implica el bombeo neumático como sistema artificial de

producción y la inyección de gas al yacimiento como método de recuperación

secundaria con el escenario B.2 + C.2, que tiene al bombeo electrocentrífugo

como sistema artificial de producción y a la inyección de agua como método de


La evaluación económica mostró que ambos escenarios son rentables

económicamente, sin embargo se seleccionó al escenario B.1.2 como el óptimo

para el manejo de la producción proveniente de la formación terciaria del campo A

pues presenta valores más satisfactorios en los indicadores de rentabilidad

económica.

La evaluación económica del escenario B.1.2, para el perfil probabilístico de

producción P50, que es el caso más probable, generó los siguientes resultados:

VPN = 1235.86 MMUSD, VPI = 53.38 MMUSD, VPC = 187.55 MMUSD, VPN/VPI

= 23.15, RBC = 5.12, TRI = 0.24 años.


155

Conclusiones

155

Conclusiones

Se describieron los conceptos básicos relacionados con la producción de

hidrocarburos, así como, la teoría y ecuaciones que emplea la industria petrolera

para modelar el flujo de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.

En este trabajo se plantearon las matrices de escenarios de explotación

potenciales para el manejo de la producción de un campo petrolero considerando

tres opciones o elementos técnicos: pozos fluyentes, sistemas artificiales de

producción y sistemas de recuperación secundaria.

Se realizó la evaluación técnica y el estimado de costos clase V de cada escenario

de explotación potencial en la etapa de visualización. Los escenarios de

explotación más factibles pasaron a la etapa de conceptualización, en donde

fueron evaluados con mayor detalle y se realizó el estimado de costos clase IV.

Se seleccionó el escenario A.8 para la opción pozos fluyentes y el escenario B.1.2

para las opciones sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación

secundaria por ser estos escenarios los que impactan menos a los indicadores

económicos del proyecto, brindan flexibilidad operativa y permiten su

implementación en base al comportamiento de los pozos.

Se plantearon en forma general los aspectos a considerar en la ingeniería básica:

bases de usuario para la construcción de la infraestructura, automatización y

control y seguridad industrial y protección ambiental durante la ejecución de los

escenarios de explotación seleccionados.

Hoy en día se requiere realizar una explotación racional de los recursos naturales,

en especial del petróleo, lo cual hace necesaria la aplicación conjunta de

metodologías de éxito probado para la planeación y administración de proyectos,

como la metodología VCD, y de herramientas de simulación que auxilien al

ingeniero involucrado con el área de producción de hidrocarburos a analizar

escenarios de explotación, detectar causas de problemas durante el transporte y

Conclusiones

156

procesamiento de la producción, así como, plantear soluciones y sus posibles

beneficios.

Un estudio VCD completo e integral requiere de tecnología especializada que

integra de manera simultánea los elementos del subsuelo, superficiales y

económicos, para ello, demanda una gran cantidad de datos como propiedades de

los fluidos, estudios de laboratorio, perfiles probabilísticos de producción, etc. Al

no contar con la suficiente información ni con el software especializado, el

presente trabajo de tesis está basado en premisas, pero la filosofía de trabajo y los

puntos considerados no se alejan mucho de un estudio VCD completo para un

proyecto de explotación. Es ahí donde este trabajo tiene su aportación principal ya

que hay muy poca información que explique con detalle los pasos que se

requieren en un estudio de aplicación de la metodología VCD.

Se recomienda la adquisición de información tal como, estudios petrofísicos,

registros geofísicos, análisis de propiedades de los fluidos, etc., con el fin de

actualizar los pronósticos de producción y reducir la incertidumbre.

Se recomienda que la selección del mejor escenario desde el punto de vista

técnico-económico se realice por el grupo multidisciplinario de trabajo, pues ésta

decisión implica el desarrollo de un modelo integral que comprende al yacimiento,

las reservas, los pozos, los gastos de producción, las instalaciones superficiales y

rentabilidad económica.

Índice de tablas

157

Página

Tabla 2.1 Aplicabilidad de los principales modelos de flujo multifásico…………………….. 29

Tabla 2.2 Valores de las constantes para las diferentes correlaciones de flujo en estranguladores…………………………………………………………………………………….. 32

Tabla 4.1 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A………………………… 59

Tabla 4.2 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P10……………………………………………………………………………………………… 63

Tabla 4.3 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P50…………………………………………………………………………………………........ 64

Tabla 4.4 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P90……………………………………………………………………………………………… 64

Tabla 4.5 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P10……………. 66



Tabla 4.8 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P10…………..... 69


Tabla 4.10 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P90…………... 70




Tabla 4.14 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P10……………………………………………………………………………………………… 74


Tabla 4.16 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P90…………………………………………………………………………………………….. 75




Tabla 4.20 Perfil topográfico del pozo A-3………………………………………………………. 81

Tabla 4.21 Datos de operación y resultados de la simulación del pozo A-3…………………. 82

Tabla 4.22 Parámetros de ajuste en el simulador Pipephase 9.2 para el pozo A-3………….. 82

Tabla 4.23 Producción de las macroperas del campo B………………………………………… 83

Tabla 4.24 Flujo y condiciones de operación en la BSCB……………………………………….. 84

Tabla 4.25 Producción máxima del perfil probabilístico P10…………………………………... 86

Tabla 4.26 Producción máxima del perfil probabilístico P50………………………………….. 86

Tabla 4.27 Producción máxima del perfil probabilístico P90………………………………….. 87

Tabla 4.28 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para pozos fluyentes……………………………………………………………………………………... 88

Tabla 4.29 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P10…………. 103




Índice de tablas

158

Tabla 4.33 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P50………….. 106

Tabla 4.34 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P90………….. 106

Tabla 4.35 Consideraciones y premisas para el análisis económico…………………………… 107

Tabla 4.36 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.8………………………. 108

Tabla 4.37 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.9……………………….. 108

Tabla 4.38 Matriz de escenarios con SAP para el campo A-T………………………………….. 112

Tabla 4.39 Perfiles de requerimiento máximo de gas de BN y RS…………………………….. 113

Tabla 4.40 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P10…………. 115






Tabla 4.46 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P10…………… 121



Tabla 4.49 Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria………………….. 125

Tabla 4.50 Perfiles de requerimiento de agua de inyección……………………………………. 128

Tabla 4.51 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P10…………… 128



Tabla 4.54 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para sistemas artificiales de producción……………………………………………………………….. 129

Tabla 4.55 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) P10………… 131



Tabla 4.58 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P10………… 134



Tabla 4.61 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P10………….. 137

Tabla 4.62 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P50…………... 138

Tabla 4.63 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P90………….. 138

Tabla 4.64 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para recuperación secundaria…………………………………………………………………………… 139

Tabla 4.65 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P10………….. 141



Tabla 4.68 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.1.2……………………... 143

Tabla 4.69 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.2 + C.2………………… 144

Índice de figuras

159

Página

Figura 2.1 Esquema de bombeo neumático……………………………………………………... 9

Figura 2.2 Unidad de bombeo electrocentrífugo……………………………………………….. 12

Figura 2.3 Sistema integral de producción……………………………………………………… 16

Figura 2.4 Esquema de flujo a través de una tubería…………………………………………... 21

Figura 2.5 Patrones de flujo bifásico en tuberías horizontales y verticales………………….. 24

Figura 2.6 Sistema de recolección típico………………………………………………………… 34

Figura 2.7 Proceso general de tratamiento de hidrocarburos…………………………………. 39

Figura 3.1 Ciclo de vida de un campo petrolero y actividades principales………………….. 47

Figura 4.1 Esquema actual del manejo de la producción………………………………………. 51

Figura 4.2 Perfiles de producción de aceite para el campo A………………………………….. 52

Figura 4.3 Perfiles de producción de gas para el campo A…………………………………….. 52

Figura 4.4 Perfiles de producción de agua para el campo A…………………………………… 53

Figura 4.5 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A1…………………………… 53

Figura 4.6 Perfiles de producción de gas para la plataforma A1……………………………… 53

Figura 4.7 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A2…………………………… 54

Figura 4.8 Perfiles de producción de gas para la plataforma A2……………………………… 54

Figura 4.9 Perfil de producción de aceite para la plataforma A3……………………………… 54

Figura 4.10 Perfil de producción de gas para la plataforma A3……………………………….. 55

Figura 4.11 Perfil de producción de aceite para la plataforma A4…………………………….. 55





Figura 4.16 Perfiles de producción de gas para la plataforma A6…………………………….. 57

Figura 4.17 Perfil de producción de aceite para la plataforma A7……………………………. 57


Figura 4.19 Manejo de la producción del escenario A.1 para el perfil P90…………………… 61








Figura 4.27 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 1) para el perfil P90………… 74

Figura 4.28 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 2) para el perfil P90………… 76

Figura 4.29 Manejo de la producción del escenario A.10 para el perfil P90………………….. 79

Figura 4.30 Simulación del pozo A-3…………………………………………………………….. 83

Figura 4.31 Resultados de la simulación de la red de transporte actual……………………… 84

Figura 4.32 Infraestructura de explotación futura………………………………………………. 85

Figura 4.33 Simulación con máxima producción para P10 del escenario A.4……………….. 90

Figura 4.34 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P10……………………………………………………………………………………………… 91

Figura 4.35 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 91

Índice de figuras

160

a CGR para P10…………………………………………………………………………………….. Figura 4.36 Simulación con máxima producción para P50 del escenario A.4……………….. 92

Figura 4.37 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50…………………………………………………………………………………….. 93

Figura 4.38 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50…………………………………………………………………………………….. 94

Figura 4.39 Simulación con máxima producción para P90 del escenario A.4……………….. 95

Figura 4.40 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 96

Figura 4.41 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 96

Figura 4.42 Simulación de transporte por oleogasoducto de 24”Ø de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 98

Figura 4.43 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………… 98

Figura 4.44 Curva de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………... 99

Figura 4.45 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de plataforma A1 a CGR……………………………………………………………………………… 102

Figura 4.46 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de CGR a BSCB………………………………………………………………………………………… 102

Figura 4.47 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T empleando SAP………….. 110

Figura 4.48 Perfiles de producción de gas para el campo A-T empleando SAP……………... 110

Figura 4.49 Perfiles de producción de agua para el campo A-T empleando SAP…………… 111

Figura 4.50 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN……………………………… 111

Figura 4.51 Perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC……………………………. 112

Figura 4.52 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN + Recuperación Secundaria…………………………………………………………………………………………… 113

Figura 4.53 Manejo de la producción del escenario B.1.1 para el perfil P90………………….. 114



Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90……………………. 121

Figura 4.57 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T con SRS…………………… 123

Figura 4.58 Perfiles de producción de gas para el campo A-T con SRS………………………. 123

Figura 4.59 Perfiles de producción de agua para el campo A-T con SRS…………………….. 124

Figura 4.60 Perfiles de requerimientos de gas para el caso de inyección de gas al yacimiento…………………………………………………………………………………………… 124

Figura 4.61 Perfiles de requerimientos de agua para el caso de inyección de agua al yacimiento…………………………………………………………………………………………… 125

Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90……………………. 128

Figura 4.63 Esquema de proceso para obtener gas de BN y RS………………………………... 133

Figura 4.64 Esquema de generación de energía eléctrica para BEC…………………………… 137

Figura 4.65 Comparación de producción y requerimiento de agua de inyección del campo A……………………………………………………………………………………………... 140

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Produccion de Hidrocarburos

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