aislamiento tÉrmico en superficie: impacto en recobro

AISLAMIENTO TÉRMICO EN SUPERFICIE: IMPACTO EN RECOBRO, EFICIENCIA TÉRMICA Y ECONOMÍA DE UN PROYECTO DE INYECCIÓN DE VAPOR CONTINUA

DANIEL MAURICIO MONCADA SAAVEDRA

YEISON RAFAEL ROMERO ROMERO

NADINE ANDREA VARGAS MORALES

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

PROYECTO COLECTIVO INTEGRADOR

BOGOTÁ D.C., MAYO 22 DE 2017

1. OBJETIVOS

De los objetivos planteados, se listan a continuación, además del objetivo principal, los objetivos específicos relacionados directamente en esta etapa del desarrollo del proyecto, según el plan de trabajo definido. Adicionalmente se incluye el objetivo relacionado con el estudio ambiental, del cual se incluye un avance. 2. OBJETIVO PRINCIPAL DEL PROYECTO Establecer la viabilidad técnica, económica y ambiental de la instalación del aislamiento térmico en una línea de inyección de vapor en superficie para un proceso de inyección continua. 3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

▪ Construir una herramienta de cálculo en formato Excel, que permita estimar las pérdidas de calor en tuberías de superficie desde la salida del generador hasta cabeza de pozo, empleando diferentes tipos de aislamiento térmico.

▪ Comparar el efecto del tipo de material aislante sobre las pérdidas de calor, la calidad del vapor, la eficiencia térmica y el impacto en el recobro de crudo tomando como referencia un rango de 4 a 8 tipos de aislamiento térmico.

▪ Aplicar un modelo de toma decisión de Proceso Analítico Jerárquico para priorizar el tipo de aislamiento basado en criterio de expertos.

▪ Comparar con diferentes temperaturas de inyección, tasas, calidades de vapor y longitudes de líneas, la tendencia de costos y factor de recobro paras evaluar el impacto en la economía del proyecto; considerando las tres primeras alternativas de aislamiento térmico conforme al modelo de toma de decisión.

▪ Evaluar el impacto socio-ambiental del proyecto con respecto a las emisiones de CO2 producidas, la construcción e instalación de nuevas líneas de flujo y la instalación del aislamiento térmico.

4. RESULTADOS

4.1. Modelo de pérdidas de calor Lo primero consistió en la identificación y selección del modelo a emplear para la estimación de las pérdidas de calor por transporte de vapor en tuberías de superficie. Se realizó revisión bibliográfica para la definición de la estructura del modelo, las cuales se listan a continuación:

1. Alvarado A. Douglas. Banzér Carlos. Recuperación Térmica de Petróleo. Caracas 2002. 2. Prats Michael. Procesos térmicos de extracción de petróleo. Intevep. Venezuela 1987.

En conclusión, se identificó que el libro de “Recuperación Térmica de Petróleo” presenta una metodología definida por fases muy clara y concreta para dar cumplimiento de los

objetivos del proyecto, para la estimación de las pérdidas de calor en tuberías de superficie y la caída de presión por transporte en líneas, que es uno de los aspectos relacionados con longitudes de línea. Se procedió a construir un procedimiento de cálculo paso a paso para perdidas de calor en superficie como para caída de presión por transporte de fluidos y el cálculo de la calidad de vapor en cabeza de pozo. Este procedimiento es la entrada para la construcción de la herramienta de cálculo en Excel y permita establecer un orden y secuencia en la generación del aplicativo. A continuación, se presenta el procedimiento definido y descrito en los párrafos anteriores:

I. Procedimiento de cálculo de pérdidas de calor por transporte en líneas de superficie.

Para determinar el nivel de pérdidas de calor en tuberías con aislante térmico se deben considerar los siguientes pasos: 1. Para iniciar el proceso es necesario suponer un valor inicial para la temperatura en la

superficie exterior de la tubería o aislante, que se denomina Tsurf, en °F. 2. A partir de las siguientes relaciones es necesario calcular el coeficiente de transferencia

de calor por convección entre el aire y la superficie exterior de la tubería o aislante, hc en BTU/h-pie2-F.

• Convección libre o natural

ℎ𝑐𝑑𝑒

𝐾ℎ𝑎

= 0.53 [𝑑𝑒3(𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 − 𝑇𝑎)

𝑔𝛽𝑎

𝜗𝑎2

𝐶𝑝𝑎𝜇𝑎

𝐾ℎ𝑎

]0.25

Donde: 𝑑𝑒 = 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒, 𝑓𝑡

𝐾ℎ𝑎 = 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡 − °𝐹

𝛽𝑎 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑒𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑑 𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,1

°𝐹

𝜗𝑎 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑖𝑛𝑒𝑚á𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,𝑓𝑡2

ℎ

𝑔 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑, 4.17𝑥108𝑓𝑡

ℎ2

𝐶𝑝𝑎 = 𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒,𝐵𝑇𝑈

ℎ − °𝐹

𝜇𝑎 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,𝑙𝑏

𝑓𝑡 − ℎ

• Convección forzada

ℎ𝑐 = 19.3𝑐𝑝𝑎

(𝜌𝑎𝑣𝑎)0.6

𝑑𝑒0.4 1.000 ≤ 8.800 𝑑𝑒 𝑣𝑎 ≤ 50.000

ℎ𝑐 = 0.0239𝐾ℎ𝑎

𝑑𝑒

(5.280𝜌𝑎𝑣𝑎𝑑𝑒

𝜇𝑎

)0.805

8.000 𝑑𝑒 𝑣𝑎 ≥ 50.000

Donde:

𝜌𝑎 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,𝑙𝑏

𝑓𝑡3 𝜇𝑎 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑟𝑒,

𝑙𝑏

𝑓𝑡 − ℎ

𝑣𝑎 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜,𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠

ℎ 𝑑𝑒 = 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒, 𝑓𝑡

Para determinar las propiedades físicas del aire y la variación con la temperatura requeridas para determinar hf, se aplican las siguientes relaciones1. Las cuales están en función de la temperatura y la presión atmosférica.

𝐾ℎ𝑎 = 0.01328 + 2.471×10−5𝑇 − 4.247×10−9𝑇2

𝜇𝑎 = 0.04 + 6.155×10−5𝑇 − 1.22×10−8𝑇2

𝑐𝑝𝑎 = 0.2382 + 1.39×10−5𝑇 − 1.027×10−8𝑇2

𝜌𝑎 = 8.55865×10−2 − 1.5531×10−4𝑇 + 1.65602×10−7𝑇2 − 6.92225×10−11𝑇3

𝛽𝑎 = 2.15844×10−3 − 3.89367×10−6𝑇 + 4.12773×10−9𝑇2 − 1.71867×10−12𝑇3

3. También se debe calcular el coeficiente de transferencia de calor por radiación entre

la superficie exterior de la tubería o del aislante y el medio ambiente, hr en BTU/h-pie-F.

ℎ𝑟 = 𝜎𝜀(𝑇1

2 + 𝑇22)(𝑇1 + 𝑇2)

𝜎 = 0.1713𝑥108𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡2 − °𝐹4; 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑆𝑡𝑒𝑓𝑎𝑛 − 𝐵𝑜𝑙𝑡𝑧𝑚𝑎𝑛

𝑇1 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 °𝑅 𝑇2 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 𝑓𝑟𝑖𝑜 𝑒𝑛 °𝑅 𝜀 = 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑣𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒; 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙

4. Se debe calcular el coeficiente de transferencia de calor total, U en BTU/h-pie2-°F. Mediante la siguiente relación:

𝑈𝑡𝑖𝑛𝑠 = [𝑟𝑖𝑛𝑠

𝑟𝑡𝑖ℎ𝑓+

𝑟𝑖𝑛𝑠 ln (𝑟𝑡𝑜

𝑟𝑡𝑖)

𝐾ℎ𝑠+

𝑟𝑖𝑛𝑠 ln (𝑟𝑖𝑛𝑠

𝑟𝑡𝑜)

𝐾ℎ𝑖𝑛𝑠+

1

(ℎ𝑐 + ℎ𝑟)]

𝑟𝑡𝑖 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑓𝑡 𝑟𝑡𝑜 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑓𝑡 𝑟𝑖𝑛𝑠 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒, 𝑓𝑡

𝐾ℎ𝑠 = 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡 − °𝐹

1 Alvarado A. Douglas. Banzér Carlos. Recuperación Térmica de Petróleo. Caracas 2002.

𝐾ℎ𝑖𝑛𝑠 = 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡 − °𝐹

ℎ𝑟 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑜𝑟 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡 − °𝐹

ℎ𝑓 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑙𝑖𝑐𝑢𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 ,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡2 − °𝐹

Debido a que el valor de hf para vapor y agua caliente es muy pequeño para efectos prácticos puede despreciarse. Adicionalmente, el término que contiene Khs contribuye muy poco, ya que el valor Khs, para el acero es aproximadamente 26 BTU/h-pie-°F.

5. Se calcula la tasa de pérdidas de calor Q (BTU/h), mediante la siguiente relación, que

utiliza el área exterior del aislante.

𝑄 = 2𝜋𝑟𝑖𝑛𝑠𝑈𝑖𝑛𝑠(𝑇𝑠 − 𝑇𝑎)∆𝐿

𝑟𝑖𝑛𝑠 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜, 𝑓𝑡

𝑈𝑖𝑛𝑠 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡2 − °𝐹

𝑇𝑠 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜, °𝐹 𝑇𝑎 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑎𝑚𝑏𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒, °𝐹

6. Ahora es necesario calcular la temperatura en la superficie exterior de la tubería o aislante, que se denomina Tsurf, en °F. Para ello se utiliza la siguiente relación:

𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 = 𝑇𝑠 −𝑄

𝐴𝑈′

𝑈′ =𝐾ℎ𝑖𝑛𝑠

𝑟𝑖𝑛𝑠𝑙𝑛 (𝑟𝑖𝑛𝑠

𝑟𝑡𝑜)

𝑇𝑠 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜, °𝐹 𝐴 = 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟, 𝑓𝑡 𝑄 = 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑄 (𝐵𝑇𝑈/ℎ)

𝐾ℎ𝑖𝑛𝑠 = 𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒,𝐵𝑇𝑈

ℎ − 𝑓𝑡 − °𝐹

𝑟𝑖𝑛𝑠 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑖𝑠𝑙𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜, 𝑓𝑡 𝑟𝑡𝑜 = 𝑅𝑎𝑑𝑖𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑓𝑡

7. Se compara el valor de Tsurf, en °F calculado en el numeral 1 del procedimiento, con el

cálculo del punto anterior. Para que el resultado de cálculo sea válido debe tenerse una toleración de aproximación en el resultado máximo de 0.1°F; en caso de no ser válido se debe repetir el proceso de forma iterativa hasta alcanzar el valor y la tolerancia definida. Para repetir el proceso se debe utilizar el valor de Tsurf, en °F calculado como el nuevo valor supuesto.

II. Procedimiento de cálculo de caídas de presión por transporte en líneas de

superficie

1. Las pérdidas de presión por fricción en una tubería que transporta vapor con una longitud L se calcula mediante la siguiente relación:

∆𝑃 = 1.3523𝑥10−11𝑓𝐿𝑣𝑤𝑠𝑤2

𝑑𝑡𝑙5

∆𝑃 = 𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛, 𝑝𝑠𝑖

𝑣𝑤𝑠 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑢𝑚𝑒𝑑𝑜 𝑦 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜, 𝑓𝑡3

𝑙𝑏

𝑓 = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙

𝑤 = 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟,𝑙𝑏

ℎ

2. Se debe calcular el factor de fricción f mediante la ecuación explicita de Chen.

1

√𝑓= −4 log (

𝜀

3.7065−

5.0452

𝑅𝑒

log [𝜀1.1098

2.8257+ (

7.149

𝑅𝑒

)0.8981

])

𝑅𝑒 = 0.5264166𝑤

𝜇𝑤𝑠𝑑𝑛

Donde:


ℎ

𝜀 = 𝑟𝑢𝑔𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎, 𝑓𝑡 𝑅𝑒 = 𝑛𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝜇𝑤𝑠 = 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑢𝑚𝑒𝑑𝑜 𝑦 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 𝑑𝑛 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎, 𝑓𝑡

III. Procedimiento de cálculo para determinar la calidad del vapor en cabeza de pozo

1. Conociendo la calidad del vapor a la salida del generador, la tasa de pérdidas de calor por unidad de longitud Q, la tasa de flujo de vapor w, y la longitud de la tubería L, es posible determinar la calidad del vapor en el cabezal del pozo, aplicando la siguiente relación:

Cantidad de calor a la salida del generador = cantidad de calor en el cabezal del

Pozo + pérdidas de calor en líneas de superficie

𝑋𝑠𝑡,𝑤ℎ = 𝑋𝑠𝑡,𝑔𝑒𝑛 −𝑄𝐿

𝑤𝐿𝑣

Donde:


ℎ

𝑄 = 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑄 (𝐵𝑇𝑈/(ℎ − 𝑓𝑡)) 𝐿 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎, 𝑓𝑡 𝐿𝑣 = 𝐶𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑙𝑎𝑡𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 , 𝐵𝑇𝑈/𝑙𝑏 𝑋𝑠𝑡,𝑔𝑒𝑛 = 𝐶𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑎 𝑙𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑋𝑠𝑡,𝑤ℎ = 𝐶𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑛 𝑐𝑎𝑏𝑒𝑧𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑧𝑜

La anterior ecuación supone que no existe caída de presión en la tubería o que es despreciable. En el caso de existir caídas de presión considerables, la temperatura a la salida del generador y en el cabezal del pozo son diferentes; y cambian las propiedades del vapor. Por lo anterior, se tomó como referencia un valor máximo de caída de 0.52 psi por cada 100 ft de longitud de la tubería para gas húmedo, para validar que el supuesto se cumple y por lo tanto la relación definida anteriormente aplica para determinar la calidad del vapor.

IV. Herramienta de cálculo en formato Excel, para estimar las pérdidas de calor en

tuberías de superficie

Con base en los procedimientos descritos anteriormente, se procedió a construir una hoja de cálculo en Excel que permita determinar las pérdidas de calor en superficie, considerando el impacto cuanto al tipo de aislante térmico, el espesor del mismo, la longitud de la tubería y la temperatura del fluido. Con base en los resultados y el desarrollo de varias iteraciones, se identificó que con 8 iteraciones del modelo se llega a un valor de diferencia entre la temperatura de superficie y el resultado del modelo iterativo menor a 0.1°F, lo cual nos indica que el resultado el confiable, dada la referencia bibliográfica.3 Las variables de entrada se presentan en color naranja en varios tonos, las variables asociadas al fluido y propiedades del mismo se presenta en color verde. Calculo intermedio requeridos se presentan en color azul y las variables de salida del modelo se presentan en color amarillo. Como medida se aseguramiento y de control de calidad de la herramienta se procedió a desarrollar el ejemplo 4.4 del libro de Alvarado.

• Calculo para tubería desnuda

Validación Modelos de pérdidas de Calor de superficie- tubería desnuda. Fuente: Propia

Los resultados con respecto al ejemplo 4.4 de libro de Alvarado presentan una diferencia del 0.65%, que corresponde a que el modelo programado contempla dentro del cálculo del

2 Fuente de referencia de bases de diseño de Ecopetrol 3Alvarado A. Douglas. Banzér Carlos. Recuperación Térmica de Petróleo. Caracas 2002.

Calculo de perdidas de calor en tuberias de superficie

Paso 1. Datos de entradaUnidades/ ITER 1,00

Ts °F 621,00

Tsurf °F 310,50

Ta °F 0,00

Tavg °F 310,50

ttubo in 0,15

de in 2,25

L ft 2000,00

σ BTU/h-ft^2-°F^4 0,00

ε 1,00

Paso 2. Calculo hc

Conveccion Natural

de ft 0,19

Kha BTU/h-ft-°F 0,02054

βa 1/°F 0,00130

ρa lb/ft3 0,05126

g ft/h2 4,17E+08

Cpa BTU/h-°F 0,24351

μa lb/ft- h 0,05794

νa ft2/h 1,13030

hc BTU/h-pie2-°F 1,92

Paso 3. Calculo hr

hr BTU/h-pie2-°F 3,64

Paso 4. Calculo hf

w lb/h 3314,54

μws cp 0,09

dit ft 0,16

Re 124040,99

hf BTU/h-pie2-°F 5104,73

Paso 5. Calculo Utotal

rto ft 0,09

rti ft 0,08

rins ft 0,09

Khs BTU/h-ft-°F 25,90

Khins BTU/h-ft-°F 0,04

Utins BTU/h-pie2-°F 5,54

Paso 6. Calculo Q

Q BTU/h 4.051.151

Uto el factor hf , y en el ejemplo se desprecia este valor. Sin embargo, al comparar los resultaos de los coeficientes de transferencia de calor por convección y radiación los valores coinciden.

• Calculo para tubería con aislamiento

Validación Modelos de pérdidas de Calor de superficie- tubería aislada. Fuente: Propia

De acuerdo con los resultados del modelo de cálculo de pérdidas de calor con tubería aislada con respecto al ejemplo 4.4 del libro de Alvarado, se encontró coincidencia en los resultados de los coeficientes de transferencia de calor. En cuanto a la convergencia del modelo se alcanzó la tolerancia de 0.1°F en la sexta iteración. Al comparar el valor de pérdidas de calor Q del modelo con respecto al ejemplo, la diferencia es de 0.091%. Con base en los resultados obtenidos de la herramienta de cálculo con el ejemplo 4.4 de libro de Alvarado, se concluyó que es confiable y consistente por lo cual se valida y es aplicable para el proyecto. Adicionalmente, se realizó el cálculo de las pérdidas de presión por fricción entre el fluido y la tubería, para validar la aplicación de la ecuación de estado.

Paso 1. Datos de entradaUnidades/ ITER 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00

Ts °F 621,00 621,00 621,00 621,00 621,00 621,00 621,00

Tsurf °F 310,50 62,61 99,43 90,48 92,38 91,97 92,06

Ta °F 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tavg °F 155,25 31,30 49,71 45,24 46,19 45,98 46,03

ttubo in 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15

de in 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25

L ft 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00

Paso 2. Calculo hc

Conveccion Natural Natural Natural Natural Natural Natural Natural

de ft 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35

Kha BTU/h-ft-°F 0,01701 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

βa 1/°F 0,00165 0,00204 0,00197 0,00199 0,00199 0,00199 0,00199

ρa lb/ft3 0,06521 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08

g ft/h2 4,17E+08 4,17E+08 4,17E+08 4,17E+08 4,17E+08 4,17E+08 4,17E+08

Cpa BTU/h-°F 0,24061 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24

μa lb/ft- h 0,04926 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04

νa ft2/h 0,75546 0,52 0,55 0,54 0,54 0,54 0,54

Vviento millas/h 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

hc BTU/h-pie2-°F 1,48 1,05 1,17 1,15 1,15 1,15 1,15

Paso 3. Calculo hr

hr BTU/h-pie2-°F 1,70 0,82 0,92 0,89 0,90 0,89 0,90

Paso 4. Calculo hf

hf BTU/h-pie2-°F 5104,73 5104,73 5104,73 5104,73 5104,73 5104,73 5104,73

Paso 5. Calculo Utotal

Utins BTU/h-pie2-°F 0,32 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30

Paso 6. Calculo Q

Q BTU/h 441.325 412226,94 419294,57 417792,96 418121,07 418049,81 418065,31

Paso 7. Calculo Tsurf

U' BTU/h-pie2-°F 0,355 0,355 0,355 0,355 0,355 0,355 0,355

Tsurf °F 62,609 99,426 90,484 92,384 91,968 92,059 92,039

Paso 8. Calculo Tsurf- Ts

Tsurf- Ts °F 247,891 36,817 8,942 1,900 0,415 0,090 0,020

Validación caída de presión en función de la longitud de la tubería. Fuente: Propia

Dado que para una longitud de 15000 ft la caída de presión es de 2 psi, esta referencia es mucho menor que el criterio de bases de diseño para gas húmedo; y para el campo objeto del alcance del proyecto la distancia máxima esta del orden de 15000 ft de longitud de tubería, para efectos practico se puede considerar despreciable la caída de presión y se valida el uso de la ecuación de estado descrita anteriormente para determinar la calidad del vapor a la entrada del pozo. En la siguiente tabla se presenta, la estructura del modelo para determinar la caída de presión por fricción y el valor de calidad en cabeza de pozo.

Validación Modelos de pérdidas de presión y cálculo de calidad de vapor- tubería aislada. Fuente: Propia

4.2. Modelo de superficie

Dentro de la revisión bibliográfica realizada fue importante identificar los diferentes tipos de aislantes térmicos que se utilizan en la industria petrolera y se implementan en la construcción de facilidades de superficie. Para esto, se realizaron consultas a fichas técnicas de diferentes fabricantes y se revisó una tesis de grado de la Universidad de Stanford presentada en la bibliografía comentada.

1. Owens Corning. Fiberglas Aislamiento para Tubería. 2. FiberGlass Colombia S.A. Aislamientos Industriales.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000

CA

IDA

PR

ESIO

N (

PSI

)

LONGITUD DE TUBERIA (FT)

VARIACION DEL ΔP EN FUNCION DE LA LONGITUD

ΔP ps i

Calculo de perdidas de presión en tuberia de superficie

Paso 1. Calculo de ΔP

L ft 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00 2000,00

w lb/h 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54

dit ft 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16

vws ft3/lb 0,0247 0,0247 0,0247 0,0247 0,0247 0,0247 0,0247

ε ft 5,00E-06 5,00E-06 5,00E-06 5,00E-06 5,00E-06 5,00E-06 5,00E-06

Re 124.041 124040,99 124040,99 124040,99 124040,99 124040,99 124040,99

1/(f)^0.5 15,23 15,23 15,23 15,23 15,23 15,23 15,23

f 0,0043 0,0043 0,0043 0,0043 0,0043 0,0043 0,0043

ΔP psi 0,2852 0,2852 0,2852 0,2852 0,2852 0,2852 0,2852

Calculo Calidad de vapor en Well Head

Paso 1. Calculo Xst,wh

Calidad % 90 90 90 90 90 90 90

Xst,gen 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9

Q BTU/h 441325,48 412226,94 419294,57 417792,96 418121,07 418049,81 418065,31

w lb/h 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54 3314,54

LV BTU/lb 549,796 549,796 549,796 549,796 549,796 549,796 549,796

Xst,wh 0,6578 0,6738 0,6699 0,6707 0,6706 0,6706 0,6706

3. Aspen Aerogels. Aislamiento industrial flexible para entornos expuestos a altas temperaturas

Para comparar el efecto del tipo de material aislante sobre las pérdidas de calor de la tubería de superficie, la calidad del vapor, y el impacto de la longitud de las tuberías se compararon 4 tipos de aislamiento térmico. Los tipos de aislamientos considerados fueron: fiberglass, carbón fiber, aerogel y silicato de calcio; dado que este último tiene aplicaciones en ámbitos industriales especialmente en calderas y piping de sistemas de generación, fue descartado dado que no se encontró aplicaciones en sistemas de pipeline de inyección y presenta un coeficiente de conductividad térmica bastante elevado (0.040 BTU/h-ft-°F) en comparación con los otros tres aislamientos. Adicionalmente, la manipulación en obra de este tipo de aislante es complejo, dispendioso desde el punto de vista de instalación en campo y manejo de residuos en la construcción e instalación de la tubería. Para la evaluación de los tipos de aislamiento y generación de curvas tipo o nomogramas, se simularon escenarios considerando una longitud fija de tubería de 12000 ft e inyección de 1400 BPD, que corresponde a un valor máximo de extensión de referencia para el campo objeto del análisis para dar cubrimiento al peor escenario; se contempló variación en el perfil de temperatura en un rango de 240°F a 680°F, ajustando por tipo de aislamiento el espesor del mismo en valores de 1”, 1,5”, 2” y 3” que es lo normalmente aplicado en infraestructura instalada existente. Los resultados se presentan a continuación:

Curvas Tipo de aislamiento fiberglass, carbón fiber y Aerogel @12000 FT tubería aislada. Fuente: Propia

0 100 200 300 400 500 600 700 800

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

0,00E+00

2,00E+05

4,00E+05

6,00E+05

8,00E+05

1,00E+06

1,20E+06

1,40E+06

1,60E+06

1,80E+06

2,00E+06

CA

LID

AD

VA

PO

R W

ELL

HE

AD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q (B

TU/H

)

TEMPERATURA FLUIDO (°F)

PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH vs ESPESOR DE AISLAMIENTO@ 12000FT- FIBERGLASS

Q-1,0" Q-1,5" Q- 2,0" Q- 3,0" Xwh- 1,0" Xwh- 1,5" Xwh- 2,0" Xwh- 3,0"

Lo anterior se desarrolló para cada uno de los tres aislamientos, de tal forma que de una forma práctica a partir de cambios en la temperatura de inyección y un espesor de aislante se puede identificar las perdidas por transferencia de calor en superficie y la calidad del vapor en cabeza de pozo, que es la principal entrada para el modelo de fondo de pozo. Para un aislamiento tipo Carbon Fiber independientemente del espesor para temperaturas superiores a 600°F se presenta una fuerte caída en la calidad del vapor, lo cual indica que no sería eficiente utilizar este tipo de aislamiento por encima de este valor de temperatura. En segundo lugar, se localiza el aislamiento tipo fiberglass y de ultima el aerogel. En rango inferiores de temperatura la tendencia desde el punto de vista de calidad de vapor es muy similar para los tres y marcar fuerte diferencia el valor de las pérdidas de calor por transferencia; lo que permite inferir que factores costo- energético, como constructivo y ambiental marcaran la diferencia para la definición del tipo de aislamiento térmico. A continuación, se presenta el comportamiento de las pérdidas de calor y la calidad del vapor en función del espesor del tipo de aislamiento.

0 100 200 300 400 500 600 700 800

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

0,00E+00

5,00E+05

1,00E+06

1,50E+06

2,00E+06

2,50E+06

CA

LID

AD

VA

PO

R W

ELL

HE

AD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q (B

TU/H

)


PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH vs ESPESOR DE AISLAMIENTO@ 12000FT- CARBON FIBER


0 100 200 300 400 500 600 700 800

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

0,00E+00

2,00E+05

4,00E+05

6,00E+05

8,00E+05

1,00E+06

1,20E+06

CA

LID

AD

VA

PO

R W

ELL

HE

AD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q (B

TU/H

)


PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH vs ESPESOR DE AISLAMIENTO@ 12000FT- AEROGEL


Curvas Tipo por aislamiento @12000 FT variando espesor aislamiento de 1” a 3”. Fuente: Propia

Las simulaciones se hicieron para 1”, 1.5”, 2” y 3” de espesor respectivamente, en las siguiente grafica se muestran resultados para 1” y 2” de espesor. De forma general, el aislamiento tipo aerogel presenta el mejor desempeño tanto en pérdidas de calor como calidad de vapor en cabeza de pozo, que es consistente con el valor del coeficiente de conductividad térmica, siendo el menor valor de los tres evaluados. Adicionalmente, el impacto en reducción de pérdidas es muy significativo en comparación para los otros dos tipos de aislamiento lo cual es un punto relevante a considerar bajo una relación costo-efectiva en el largo plazo bajo el consumo energético. El segundo tipo de aislamiento que presenta mejor tendencia es el fiberglass y por último Carbon Fiber; estos dos a considerar vía CAPEX vs OPEX y costo energético e impacto ambiental. Adicionalmente, para evaluar el efecto de la longitud de la tubería, se generaron curvas tipo que involucran los tres tipos de aislamiento y tres espesores de aislamiento en un rango de longitud desde 1000 ft hasta 13000 ft considerando una temperatura de @560°F, cubriendo el que corresponde a un valor máximo de extensión de referencia para el campo objeto del análisis. Se considera el comportamiento de las pérdidas de calor por tuberías en superficie y calidad del vapor en función de la longitud de la tubería. En la siguiente gráfica, se presentan algunos de los resultados de los escenarios considerando por tipo de aislamiento y de forma integrada.

Curvas Tipo por aislamiento @560°F variando longitud, tipo y espesor aislamiento. Fuente: Propia

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

0,00E+00

5,00E+05

1,00E+06

1,50E+06

2,00E+06

2,50E+06

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00

CA

LID

AD

VA

POR

WEL

L H

EAD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q (B

TU/H

)

TEMPERATURA FLUDO (°f)

PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH@ 12000FT- 1" ESPESOR AISLAMIENTO

Q-Fiberglass Q-Carbon fiber Q-Aerogel Xwh-Fiberglass Xwh-Carbon fiber Xwh-Aerogel

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

0,00E+00

2,00E+05

4,00E+05

6,00E+05

8,00E+05

1,00E+06

1,20E+06

1,40E+06

1,60E+06

0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 700,00 800,00

CA

LID

AD

VA

POR

WEL

L H

EAD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q (B

TU/H

)

TEMPERATURA FLUDO (°f)

PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH@ 12000FT- 2" ESPESOR AISLAMIENTO


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,00E+00

2,00E+05

4,00E+05

6,00E+05

8,00E+05

1,00E+06

1,20E+06

1,40E+06

1,60E+06

1,80E+06

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

CA

LID

AD

VA

PO

R W

ELL

HE

AD

(%)

PER

DID

AS

DE

CA

LOR

, Q

(B

TU/H

)

LONGITUD TUBERIA (FT)

PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH vs LONGITUD DE TUBERIA@ 560°F- FIBERGLASS

Q- 1,0" Q- 2,0" Q- 3,0" Xwh- 1,0" Xwh- 2,0" Xw- 3,0"

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

0,00E+00

2,00E+05

4,00E+05

6,00E+05

8,00E+05

1,00E+06

1,20E+06

1,40E+06

0,00 2000,00 4000,00 6000,00 8000,00 10000,00 12000,00 14000,00

CALI

DAD

VAP

OR

WEL

L H

EAD

(%)

PERD

IDAS

DE

CALO

R, Q

(BTU

/H)

LONGITUD TUBERIA (FT)

PERFIL DE PERDIDAS DE CALOR Y CALIDAD DE VAPOR EN WH@ 560°F- 2" ESPESOR AISLAMIENTO


Desde el punto de vista de variación en la longitud de la tubería, en función del tipo de aislamiento y el espesor del mismo, para la calidad del vapor en cabeza de pozo se identifica una tendencia marcada de mejor desempeño para el aerogel, la variación en valores de calidad se encuentra en un orden de hasta 15% entre extremos para las mayores distancias. Para distancias en hasta 6000 ft de longitud el impacto no es significativo; caso contrario en el aspecto de pérdidas de calor por transferencia. En este último aspecto toma fuerza nuevamente el aspecto costo- energético.

4.3. Modelo de toma decisión de Proceso Analítico Jerárquico para priorizar el tipo de

aislamiento

El proceso de analítico jerárquico es un modelo multicriterio para toma de decisiones, que se aplica a partir de formulación de un problema mediante una solución de estructura jerárquica, permite seleccionar la mejor alternativa dentro de un conjunto de alternativas, aplicando conceptos cualitativos y/o cuantitativos. Para la priorización del tipo de aislamiento térmico se implementó un problema de toma de decisiones bajo riesgo. En particular, se utilizará la metodología desarrollada en la Universidad de los Andes, en la materia análisis de riesgo y toma de decisión, orientada a la estructuración y análisis de problemas de decisión bajo riesgo tal como se puede observar en la siguiente figura.

Metodología utilizada en el análisis de decisiones y PAJ.

Con base en la estructura y metodología descrita anteriormente, se procedió a estructurar el problema, definir las variables y aplicar la metodología descrita anteriormente, para determinar y/o priorizar los tipos de aislamiento con base en dos dimensiones: riesgos y beneficios. Para la dimensión de riesgo se consideraron aspectos técnicos, ambientales y complejidad de constructividad y mantenibilidad.

Estructura Jerárquica para dimensión de riesgo en modelo toma de decisión. Fuente: Propia

Para la dimensión de beneficios se consideraron aspectos de costos vista CAPEX y OPEX; así como desde la perspectiva de incremento en los ingresos producto del aumento en la producción.

Estructura Jerárquica para dimensión de beneficio en modelo toma de decisión. Fuente: Propia

Con base en la estructuración de las jerarquías se procedió a elaborar las matrices de comparación por pares para los elementos de cada nivel con respecto a los elementos de nivel inmediatamente superior. Posterior a ellos se procedió a la utilización de la escala de motivación definida por Saaty y la aplicación del método de estimación de Saaty para calificación de los juicios de expertos, a partir de información cualitativa y/o cuantitativa. Para la validación y consistencia en la definición de las matrices de comparación de por pares y escala de calificación de Saaty se empleó la validación con el índice de consistencia donde no debe superar un valor de 0.1 para que los resultados sean apropiados. Los tipos de aislamientos considerados fueron: fiberglass, carbón fiber, aerogel y silicato de calcio cado uno fue designado como Alternativa 1, Alternativa 2, Alternativa 3 y Alternativa 4 respectivamente.

Riesgo

Tecnico Ambiental Complejidad

Constructividad Mantenibilidad

Alternativa_1 Alternativa_2 Alternativa_3 Alternativa_4

Alternativa_1 Alternativa_2 Alternativa_3 Alternativa_4

Beneficio

Costo

CAPEX OPEX

Producción

Método de estimación de Saaty y matrices de comparación por Pares. Fuente: Propia

A continuación, se presentan los resultados del modelo de proceso de análisis jerárquico para las dos dimensiones de riesgo y beneficios considerada dentro del estudio, el cual fue modelado mediante el software Expert Choice licenciado por la Universidad de los Andes. En el caso de la dimensión de riesgo las alternativas con mayor prioridad son aquellas que presentan mejor desempeño. En el caso de la dimensión de beneficios las alternativas con mayor prioridad son aquellas que involucran un mayor costo y a su vez un mejor ingreso por incremento en la producción, reflejado en eficiencia energética del proceso.

Resultados del análisis de proceso jerárquico para tipo de aislamiento. Fuente: Expert Choice

Escala Definicion

9 A es extremadamente mas importante que B

8 A es entre extramadamente y marcadamente mas importante que B

7 A es marcadamente mas importante que B

6 A es entre marcadamente y mas importante que B

5 A es mas importante que B

4 A es entre mas importante y ligeramente importante que B

3 A es ligeramente mas importante que B

2 A es entre ligeramente e igual de importante que B

1 A es igual de importante que B

-2 B es entre ligeramente e igual de importante que A

-3 B es ligeramente mas importante que A

-4 B es entre mas importante y ligeramente importante que A

-5 B es mas importante que A

-6 B es entre marcadamente y mas importante que A

-7 B es marcadamente mas importante que A

-8 B es entre extramadamente y marcadamente mas importante que A

-9 B es extremadamente mas importante que A

Dimension Tecnico Ambiental Complejidad

Tecnico 1 2 3

Ambiental 1 2

Complejidad 1

Tecnico Alternativa_1 Alternativa_2 Alternativa_3 Alternativa_4

Alternativa_1 1 3 2 4

Alternativa_2 1 2 5

Alternativa_3 1 6

Alternativa_4 1

Performance Sensitivity for nodes below: Goal: Riesgo

Objectives Names

Tecnico Tecnico

Ambiental Ambiental

Complejidad Complejidad

Alternatives Names

Alternativa_ Alternativa_1




Performance Sensitivity for nodes below: Beneficio

Objectives Names

Costo Costo

Produccion Produccion

Alternatives Names





Con base en el análisis se puede identificar que desde la dimensión de riesgo la alternativa 1 (fiberglass) y la alternativa 3 (aerogel) tienen un desempeño similar dado que: la fibra de vidrio aunque tiene una eficiencia energética más baja que el aerogel, desde el punto de vista de complejidad tanto en la construcción como en el mantenimiento, puede ser más complejo el manejo del aerogel, considerando aspectos de inventarios y manipulación en almacenamiento y bodega, así como procedimientos de transporte y procesos propios de instalación. Así mismo, al considerar el punto de vista ambiental el manejo y disposición de residuos como de impactos ambientales en actividades de construcción y de mantenimiento, ambos aislamientos térmicos presentan unas condiciones similares. Por otro lado, desde la dimensión del beneficio se identifica claramente que el aislamiento tipo aerogel, presenta el mejor desempeño de forma marcada con respecto al fiberglass. Lo cual indica que, aunque tiene la mejor relación energética presenta el mayor costo desde el CAPEX como del OPEX. Lo cual seguramente, se verá reflejado en el análisis financiero del proyecto con base en las alternativas propuestas.

4.4. Evaluación del impacto socio-ambiental del proyecto

A partir del contexto del proyecto, que consiste en la migración de inyección cíclica de vapor de un campo, a inyección continua de vapor. Se identificaron los siguientes aspectos que permiten establecer el alcance desde la óptica de la gestión ambiental:

4.4.1. Supuestos en el aspecto socio- ambiental del proyecto

1. En el campo de producción, los clusters de los pozos de producción son existentes y están operativos en la actualidad.

2. En el campo ya se encuentran facilidades de producción construidas. 3. En la actualidad, el campo tiene su PMA (Plan de Manejo Ambiental) y los permisos

de vertimiento aprobados. 4. No se contemplan dentro del proyecto inversiones sociales como construcción de

escuelas, puentes o vías no impactadas por el proyecto. 5. Desde el punto de vista social el proyecto generará:

a. Fuentes de empleo de mano de obra calificada y no calificada b. Acompañamiento de proyectos sociales de la región c. Remuneración convencional para las actividades propias de la industria d. Aumento de ingresos del municipio por efecto de regalías e. Adecuación de vías

4.4.2. Actividades del proyecto

Para la implementación del sistema de inyección continua es necesario:

1. Instalar una planta de generación de vapor dentro de las facilidades de superficie existentes considerando el suministro de gas combustible a la caldera,

2. Instalar un sistema de tratamiento de a gua previo a la alimentación de la caldera 3. Adecuar la disposición de los vertimientos propios del proceso de generación. 4. Conectar el sistema de generación de vapor en la facilidad de producción con la

cabeza del pozo inyector de cada cluster. 5. Construcción e instalación de una nueva red de líneas de flujo con troncales y

ramales que transportan vapor de la facilidad a cada pozo inyector. 6. Revisión al PMA vigente, así como a la licencia ambiental del campo, dado el nuevo

alcance del campo con la implementación de inyección cíclica de vapor. 7. Revisión de los aspectos e impactos ambientales para considerar si se requiere

actualización del PMA y por ende modificación de la licencia ambiental vigente. 8. Comparar el impacto o variación en las emisiones de CO2 con la implementación de

la inyección continua de vapor vs la inyección cíclica.

4.4.3. Descripción del área de influencia

El campo está ubicado en el departamento de Antioquia, límites con el departamento de Boyacá en jurisdicción de los municipios de Puerto Triunfo y Puerto Nare, respectivamente. Localizados a aproximadamente, 160 kilómetros al noroeste de Bogotá y 190 kilómetros al sur de la Refinería de Barrancabermeja; a 23 kilómetros de la autopista Bogotá - Medellín por el occidente y 5 Km. de la troncal del Magdalena Medio por el oriente. La ciudad más importante cercana a los campos es Puerto Boyacá. El área de influencia del Proyecto se localiza a una altitud entre los 130 y 160 m.s.n.m. lo cual lo ubica dentro del piso térmico basal, con una vegetación típica de bosque sucesional secundario, representado en rastrojos, con áreas en pastos naturales y otras en pastos manejados. La vegetación nativa ha sufrido una fuerte intervención antrópica quedando escasos relictos de bosque aislados, muchas especies han desaparecido y otras están a punto de hacerlo.

4.4.4. Evaluación socio-ambiental del proyecto

Para el desarrollo del análisis socio-ambiental del proyecto consideraron dos posibles alternativas, la primera asociada a la condición actual del campo bajo un proceso de inyección cíclica de vapor y una nueva alternativa asociada al cambio a un proceso de inyección continua de vapor; esta última alternativa considera dos posibilidades:

• Inyección continua de vapor con tuberías superficiales aisladas térmicamente.

• Inyección continua de vapor con tubería enterrada.

La primera comparación de alternativas tiene como objeto identificar de una forma macro el impacto ambiental generado producto de migrar de un proceso de inyección cíclico a uno continuo, identificando la dimensión del cambio desde la perspectiva ambiental que permita prever alertas tempranas asociadas a la gestión ambiental, así como los recursos asociados al desarrollo del mismo y dimensionar su cuantía para que sea considerado en el

análisis económico del proyecto tanto en la fase de implementación (CAPEX) como en la operación (OPEX). La segunda evaluación de alternativas considera que para el proyecto de inyección continua de vapor, dado que se requiere la construcción de infraestructura lineal (líneas troncales y ramales de inyección). Dentro de la gestión ambiental se debe prever la elaboración de un Diagnóstico Ambiental de Alternativas (D.A.A) para su fase de pre-factibilidad y de un Estudio de Impacto Ambiental para su fase de factibilidad y diseño sobre la alternativa seleccionada. Para lo anterior, se deben contemplar lo siguiente:

• Definición de corredores viables alternativos; y

• Evaluación ambiental, técnica y económica de las alternativas planteadas.

• Desde el punto de vista ambiental el proyecto puede impactar en: o Aumento en las emisiones atmosféricas o Aumento de agua de producción o Afectación forestal y vida animal o Riesgo de afectación de la integridad de las aguas subterráneas

• Definición del mejor trazado dentro las rutas establecidas en el corredor seleccionado.

Para comparar el impacto ambiental generado por el cambio de proceso cíclico a proceso continuo de inyección de vapor, se aplicó el modelo de evaluación de impacto ambiental de Conesa4. Para ello se tomó como fuente bibliográfica el Manual de evaluación de impacto ambiental (EIA)5 en el capítulo 4; con base en esta información se programó en hoja de Excel el modelo de valoración de Conesa incluyendo los principales impactos asociados, los cuales se listan a continuación:

• Construcción de líneas de flujo

• Captación de agua

• Vertimiento de aguas residuales

• Manejo de residuos solidos

• Emisiones de gases combustibles

• Fugas de fluido peligroso

• Mantenimiento de líneas

• Cruce de cuerpo de agua

• Contratación de personal

• Manejo de altas temperaturas Los resultados del análisis bajo modelo Conesa de la migración de modelo de inyección de vapor se presenta a continuación, dentro de la valoración de impactos se consideró la implementación de nueva infraestructura, cambios operacionales, así como ajuste en los insumos al proceso como tal. En aquellos casos, donde un impacto no es posible que se presente, la calificación respectiva fue mínima bajo el modelo, por ejemplo, la construcción de líneas de flujo para inyección en el caso del proceso cíclico.

4 Vicente Conesa, Guía metodológica para la evaluación de impacto ambiental, (1997). 5 Arboleda Jorge Alonso, Manual de evaluación de impacto ambiental de proyectos, obras o actividades, Medellín, Colombia, (2008).

Tablas de evaluación de impacto Conesa por cambio en proceso de Inyección. Fuente: Propia

Al comparar la valoración macro de los impactos asociados por el cambio de proceso de inyección de vapor de cíclico a continuo; se identifica un cambio drástico en el panorama de impactos ambientales del campo con una tendencia incremental generalizada sobre el impacto negativo, que es consecuente con la migración desde el punto de vista de aumentar las emisiones de CO2 a la atmosfera, construcción de nuevas líneas de flujo, aumento en la tasa de captación de agua para inyección, así como la calidad del agua y vertimientos dado el tratamiento químico previo al ingreso a la caldera implícito en el proceso de generación de vapor, entre otros. Al revisar los resultados para el proceso continuo, se marca un fuerte impacto en la captación de agua, los vertimientos, las emisiones de CO2 y a la afectación de cuerpos de agua por cruce de tubería a cielo abierto sobre el mismo. Con base en lo anterior, es necesario considerar los controles requeridos, dado los cambios negativos dados en el entorno producto del proyecto. Dentro del alcance del proyecto se contempla la instalación de líneas de flujo para la inyección continua de vapor; dentro de este alcance se han considerado dos posibles alternativas a revisar: la primera asociada a la construcción y enterramiento de una línea de inyección de vapor desnuda; y la segunda corresponde a una línea de inyección de vapor superficial y con aislamiento térmico.

Alternativa 1. Proyecto Inyección Continua de Vapor

ID Descripción Impacto NA IN EXT MO PE RV SI AC EF PR MC I Significancia

1 Construccion linea de flujo -1 4 2 4 4 2 2 1 4 1 4 -38 Moderado

2 Captacion de agua -1 12 4 4 4 4 1 4 4 4 8 -77 Critico

3 Vertimiento de aguas residuales -1 12 4 4 4 4 2 4 1 4 4 -71 Severo

4 Manejo de residuos solidos -1 4 1 4 2 4 1 4 4 2 2 -37 Moderado

5 Emisiones de gases combustibles -1 12 4 2 4 4 1 4 4 4 8 -75 Critico

6 Fugas de fluido peligroso -1 4 2 1 4 4 1 1 1 4 8 -40 Moderado

7 Mantenimiento de lineas -1 2 1 1 2 2 2 1 4 2 4 -26 Moderado

8 Cruce de cuerpo de agua -1 12 2 4 2 4 4 1 4 1 8 -68 Severo

9 Contratacion de personal 1 1 2 4 1 1 4 1 1 1 1 21 Irrelevante

10 Altas temperaturas -1 1 1 4 4 1 4 1 1 1 1 -22 Irrelevante

Alternativa 2. Proyecto Inyección Ciclica de Vapor



2 Captacion de agua -1 2 2 4 4 2 2 1 4 2 4 -33 Moderado

3 Vertimiento de aguas residuales -1 1 1 1 2 2 2 4 4 2 4 -26 Moderado

4 Manejo de residuos solidos -1 1 1 1 1 1 4 1 4 1 1 -19 Irrelevante

5 Emisiones de gases combustibles -1 4 1 1 1 4 2 1 4 2 4 -33 Moderado

6 Fugas de fluido peligroso -1 1 1 1 1 1 4 1 4 1 1 -19 Irrelevante

7 Mantenimiento de lineas -1 1 1 1 1 1 4 1 4 1 1 -19 Irrelevante

8 Cruce de cuerpo de agua -1 1 1 1 1 1 4 1 4 1 1 -19 Irrelevante

9 Contratacion de personal -1 1 2 4 1 1 4 1 1 1 1 -21 Irrelevante

10 Altas temperaturas -1 1 1 4 4 1 4 1 1 1 1 -22 Irrelevante

Tablas de evaluación de impacto Conesa por tipo de línea de flujo. Fuente: Propia

La razón de este análisis corresponde a los impactos y riesgos de este tipo de infraestructura considerando en la fase de operación las altas temperaturas, la interacción de terceros en la zona, la integridad de la tubería, el manejo de residuos sólidos, las actividades y complejidad del mantenimiento, los riesgos al personal de la comunidad. Los resultados del análisis presentan que ambientalmente la alternativa de enterrar la tubería afecta críticamente la cobertura vegetal, dado los movimientos de tierra y adecuaciones del terreno propios de la actividad de descapote, tendido, apertura de zanja, bajado y tapado de tubería; que posteriormente es acompañado de la recomposición del derecho de vía; la cual consume recursos, tiempo y a un costo elevando para recuperar la cobertura vegetal previo a la intervención. Sin embargo, se minimiza el impacto operacional por altas temperaturas y los riesgos asociados al entorno. Por otro lado, la alternativa de tubería superficial presenta un impacto critico asociado al manejo de fugas de manejo peligroso y a las altas temperaturas; así como a las actividades de mantenimiento dado el riesgo hacia las personas, el manejo de residuos sólidos. Con base en lo anterior, es necesario considerar los controles requeridos, dado los cambios negativos dados en el entorno producto del proyecto; dada la alternativa área que si bien requiere mayores controles durante la operación; ambientalmente impacta en menor proporción la capa vegetativa en comparación con la alternativa de tubería aérea, que es donde se marca la mayor diferencia en impacto ambiental.

Alternativa 1-1. Construcción linea de flujo enterrada


1 Construccion linea de flujo -1 12 4 4 4 4 1 1 4 1 8 -71 Severo

2 Afectacion de cobertura vegetal -1 12 4 4 4 4 1 4 4 4 8 -77 Critico

3 Vertimiento de aguas residuales -1 1 1 1 1 1 4 4 1 1 1 -19 Irrelevante

4 Manejo de residuos solidos -1 2 1 4 2 4 2 1 4 1 2 -28 Moderado

6 Fugas de fluido peligroso -1 1 1 1 1 1 4 4 1 1 1 -19 Irrelevante

7 Mantenimiento de lineas -1 1 1 1 2 2 2 1 4 2 4 -23 Irrelevante

8 Cruce de cuerpo de agua -1 4 1 4 2 1 4 1 4 1 8 -39 Moderado


10 Manejo de Altas temperaturas -1 1 1 4 1 1 4 1 1 1 1 -19 Irrelevante

Alternativa 1-2. Construcción linea de flujo aerea



2 Afectacion de cobertura vegetal -1 4 2 4 2 2 1 1 4 4 4 -38 Moderado

3 Vertimiento de aguas residuales -1 2 2 1 1 2 2 4 4 1 2 -27 Moderado

4 Manejo de residuos solidos -1 8 4 4 4 4 1 4 4 1 4 -58 Severo

6 Fugas de fluido peligroso -1 12 4 4 4 4 1 4 4 2 8 -75 Critico

7 Mantenimiento de lineas -1 8 4 4 4 4 1 4 4 1 4 -58 Severo

8 Cruce de cuerpo de agua -1 1 1 1 1 1 2 1 4 1 4 -20 Irrelevante


10 Manejo de Altas temperaturas -1 8 4 4 4 1 1 1 4 4 8 -59 Severo

4.4.5. Evaluar el impacto con respecto a las emisiones de CO2 producidas

El impacto asociado al incremento en las emisiones de CO2 producidas por el cambio de proceso de inyección cíclica de vapor a inyección continua de vapor se ven reflejados en la aplicación del impuesto al carbono, que está incluido en la última reforma tributaria en Colombia aprobada en implementada en el país a partir del 1 de enero de 2017; este impuesto hace referencia en el artículo 221: “Son responsables del impuesto, tratándose de derivados de petróleo, los productores y los

importadores; independientemente de su calidad de sujeto pasivo, cuando se realice el hecho

generador.

Parágrafo 1°. En el caso del gas licuado de petróleo, el impuesto solo se causará en la venta a

usuarios industriales.

Parágrafo 2°. En el caso del gas natural, el impuesto solo se causará en la venta a la industria de

la refinación de hidrocarburos y la petroquímica.

Parágrafo 3°. El impuesto no se causa a los sujetos pasivos que certifiquen ser carbono neutro, de

acuerdo con la reglamentación que expida el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

Artículo 222. Base gravable y tarifa. El Impuesto al Carbono tendrá una tarifa específica

considerando el factor de emisión de dióxido de carbono (CO2) para cada combustible (Terajouls)

de acuerdo con el volumen o peso del combustible. La tarifa corresponderá a quince mil pesos

($15.000) por tonelada de CO2 y los valores de la tarifa por unidad de combustible serán los

siguientes:”

Tabla de tarifas por unidad de combustible, impuesto al carbono. Reforma tributaria 2016

Con base en lo anterior, el efecto sobre las emisiones de CO2 se estará reflejado dentro de los impuestos pagos anualmente; y se incluyen dentro de los costos anuales para operación, su monto dependerá de la cantidad de gas demandado para la operación del campo dentro del proceso de inyección continua de vapor acorde al desarrollo del campo.

4.5. Modelo de Subsuelo

De acuerdo a la información preliminar con la que se cuenta del espesor en pies asociado a cada pozo se estableció un cut-off mínimo de espesor para el área de desarrollo. Con base a la bibliografía consultada, se encontró que para procesos de recobro mejorado de inyección de vapor el espesor neto mínimo del yacimiento debe ser superior a 20 ft, esto para minimizar las

pérdidas de calor a las formaciones adyacentes.6,7 Luego de esto, y en concordancia con el flujo

de trabajo establecido, se identificaron los pozos para los cuales el proceso de inyección de vapor sería aplicable, obteniendo un total de 280 pozos que cumplen esta restricción. Después de la identificación de los pozos según su espesor, según las coordenadas de los mismos, se diseñaron patrones de cinco puntos invertidos, con el fin de plantear el modelo de inyección cíclica de vapor (inicial) y de este modo el modelo de inyección continua. De esta manera, basados en la información PVT, las curvas de permeabilidad relativa y el registro tipo se construyeron varios sectores de un patrón para diferentes espesores. En el modelo, se establecieron tres rangos de espesores: pozos con espesor entre 20 y 40 ft, entre 40 y 60 ft y con espesores superiores a 60 ft.

Patrones base establecidos para diferentes rangos de espesor. Fuente: propia

Los patrones seleccionados se muestran en la gráfica anterior. Para este paso, se seleccionaron tres patrones cuyos espesores varían en los diferentes rangos establecidos. El patrón 20 – 40 ft, presenta un espesor promedio de 31 ft; el patrón 40 – 60 ft, un espesor promedio de 45 ft y el tercer patrón un espesor promedio de 63 ft. Esta selección se llevó a cabo con el fin de simular el comportamiento de la producción de crudo bajo los dos métodos de recobro mejorado en patrones tipo del campo, para luego, de acuerdo a los perfiles tipo generados, obtener los perfiles de producción de todo el campo

6 Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (1997a). EOR Screening Criteria Revisited Part 1 : Introduction to Screening Criteria and

Enhanced Recovery Field Projects, (August), 189–198.

7Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (1997b). EOR Screening Criteria Revisited Part 2 : Applications and Impact of Oil Prices, (August), 199–205.

AN-111AN-107

AN-92AN-127 AN-143

AN-228 AN-253AN-251

AN-221AN-267

AN-293AN-280

AN-312AN-327 AN-319

3819000

3821000

3823000

3825000

3827000

3829000

3831000

3833000

3835000

3093000 3098000 3103000 3108000

Pozos

Patron (20-40)

Patron (40-60)

Patron (>60)

Luego de la identificación de los patrones base, se llevó a cabo la construcción de un modelo general de todo el campo en CMG. En este se localizaron la totalidad de los pozos y se crearon polígonos para identificar los patrones establecidos anteriormente. A partir de estos se crearon tres sub-modelos correspondientes a cada patrón. El mapa general obtenido a través del simulador se muestra en la siguiente imagen:

Modelo general con patrones base. Fuente: propia

El siguiente paso luego de establecer los patrones y sectores de acuerdo al registro tipo, fue realizar el montaje del modelo de inyección cíclica y continua a través del simulador CMG. Este procedimiento se realizó para cada sub-modelo. Primero, se diseñó la simulación de la fase huff n’ puff de 10 ciclos, con periodos de inyección de 11 días a una tasa de 1400 BPD CWE y periodos de producción de 7 meses para representar la historia de producción del campo. Para esta etapa se estableció una temperatura de inyección de 540 oF y una calidad del vapor inyectado del 70%. Después de representar esta fase, se realizó la simulación para inyección continua; el tiempo establecido para esta etapa fue de 10 años. Para el caso base se mantuvieron las mismas variables de operación (temperatura y calidad) y se tomaron la totalidad de los sectores (15 layers).

Es importante mencionar que para la etapa huff n’ puff (inyección cíclica), los cinco pozos pertenecientes al patrón realizaron los diez ciclos de inyección/producción. El primer ciclo de inyección inició en el pozo central y continuó pozo a pozo con diferencias de inicio de 15 días, esto con el fin de no tener conflicto con la corrida del simulador debido a aumentos en la presión del sistema. Al finalizar todos los ciclos del huff n’ puff se dio inicio a la inyección continua; para esto se definió el pozo central como inyector y los cuatro extremos como productores.

A continuación, se presentan los resultados del modelo obtenidos para el patrón de espesor de 45 ft (rango 40 – 60 ft). Por fines prácticos se presenta únicamente este caso para mostrar el comportamiento base de los distintos resultados analizados. El comportamiento de las variables

Modelo CMG para el patrón 40 – 60 ft. Fuente: propia

mostradas en los gráficos siguientes es equivalente para los patrones de espesor mayor a 60 ft y entre 20 – 40 ft.

Como se observa en las gráficas siguientes, el resultado de la simulación es el esperado. Durante

la inyección cíclica de vapor se tienen picos de alta producción de hidrocarburo al iniciar cada

ciclo, sin embargo, esta producción no es constante y cae rápidamente; esto se debe a que esta

etapa consiste en un proceso de estimulación, donde la energía aportada al yacimiento no es

constante. Al terminar la inyección cíclica, los pozos en los extremos del patrón continúan siendo

productores únicamente, mientras que el pozo central se fija como inyector, con una tasa de

inyección continua. A pesar de que en este proceso los picos de producción al inicio de la

inyección no son tan altos, la tasa de producción de crudo durante esta etapa es en promedio

mayor que la tasa reflejada en el proceso huff n’ puff. En la inyección continua de vapor se genera

un empuje artificial con el que se barre el petróleo hacia los pozos de producción, esto se da

mediante a la creación de un frente de desplazamiento que, debido a que la energía aportada al

yacimiento es constante, actúa permanentemente en el sistema, permitiendo mayores tasas y un

comportamiento de producción más estable.

Tasa de aceite producido por cada pozo. Izquierda: Tasa de aceite producido durante inyección cíclica e inyección continua. Derecha: Tasa de aceite producido durante inyección continua. Fuente: propia

Por otra parte, una variable importante a tener en cuenta es la relación aceite-vapor (oil steam ratio), que es un parámetro usado para evaluar la eficiencia de un proceso de inyección de vapor. Esta relación corresponde al volumen de aceite producido en barriles por barril inyectado de vapor. Por lo tanto, a menor relación, menor será la eficiencia del proceso.

Relación Aceite-Vapor. Patrón base (40 – 60) Fuente: propia

Finalmente, la siguiente figura presenta el comportamiento de la producción acumulada y del factor de recobro durante la totalidad del proceso de inyección. Los resultados obtenidos reflejan el propósito del proyecto de inyección continua, que consiste en aumentar el factor de recobro del campo al modificar el método de recobro utilizado. Como se puede observar, el cambio en ambas variables es drástico al comenzar la inyección continua. El factor de recobro para este patrón aumenta de un 12% hasta aproximadamente un 50% y la producción acumulada se incrementa en más del doble para un mismo periodo de tiempo.

Producción acumulada de crudo y factor de recobro. Patrón base (40 – 60) ft. Fuente: propia

Adicionalmente, en cuanto al efecto del tipo de material aislante sobre el modelo de fondo, es

decir, sobre la producción de hidrocarburos y el factor de recobro, se llevó a cabo una

comparación del impacto del aislante de acuerdo al porcentaje de calidad del vapor que llega al

yacimiento. En las siguientes gráficas se observa como al tener una mayor calidad de vapor, el

factor de recobro y por ende la producción acumulada de crudo aumentan. En la gráfica izquierda

se evidencia que, para un valor de calidad del 40% se tiene un valor aproximado de 650,000 bbl

de aceite, mientras que para una calidad del 90% se alcanza una producción aproximada de

770,000 bbl. Esta diferencia de más de 100,000 bbl se ve representada en el aumento del 7% en

el factor de recobro (de 45% para una calidad de 0.4 al 52% para una calidad del 0.9).

Izquierda: Variación de la producción acumulada de aceite en función de la calidad del vapor. Derecha: Variación

del factor de recobro en función de la calidad del vapor. Fuente: Propia

4.5.1. Proyección del campo

El primer paso para la definición de los escenarios de proyección del campo, fue el

establecimiento de las tasas de inyección para cada patrón. Para esto, se buscó optimizar cada

sector de acuerdo a su espesor, mediante el análisis del impacto de las variaciones de tasa de

inyección sobre la respuesta en tasa de producción, producción acumulada, factor de recobro y

relación vapor – aceite (SOR – Steam Oil Ratio) en cada patrón. A continuación, se presentan los

resultados obtenidos para cada uno de los patrones establecidos.

• Patrón 20 – 40 ft

Para el patrón de espesor promedio 31 ft, se evaluaron tasas de inyección de 700 BPD a 1400

BPD.

• Patrón 40 – 60 ft

Para el patrón de espesor promedio 45 ft, se evaluaron tasas de inyección de 800 BPD a 2500

BPD.

• Patrón > 60 ft Para el patrón de espesor promedio 63 ft, se evaluaron tasas de inyección de 1400 BPD a 4500 BPD.

De acuerdo a la literatura, existe un caudal óptimo de inyección a partir del cual el aumento en el factor de recobro y producción acumulada no es significativo si se aumenta la tasa de inyección. Sin embargo, para los patrones estudiados no se presentó este comportamiento. Los resultados evidencian que, con el incremento de las tasas de inyección, el factor de recobro aumenta y de esta manera la producción acumulada de aceite. En cuanto a la tasa de producción de aceite es posible ver como durante los primeros años de implementación del proceso de recobro mejorado se tiene un pico alto de aumento de esta, en el cual, la diferencia en el impacto que genera el incremento de la tasa de inyección es indudablemente importante. No obstante, luego de aproximadamente 4 años de implementado el proceso, es posible ver como la tasa de producción de aceite para todos los escenarios de inyección se aproxima a un mismo valor y para altas tasas los valores de producción en los últimos años de pronóstico llegan a ser menores. Por otra parte, sin importar las tasas de inyección evaluadas en cada patrón, se observa un incremento en la relación vapor-aceite con el aumento de inyección. Para el patrón de espesor 20-40 ft, el SOR varía según la tasa entre 11 y 14 barriles de vapor inyectados por cada barril de

aceite producido. Para el patrón 40 – 60 ft el SOR se mueve en un rango entre 5 y 12 bbl/bbl. Finalmente, para el patrón >60 ft el SOR oscila entre 6 y 15 bbl/bbl; pero vale aclarar que para este último se evaluaron tasas de hasta 4500 barriles. Para este último, el rango de SOR oscila entre 6 y 10 bbl/bbl para tasas de inyección entre 1400 y 3000 BPD. Lo que hace evidente que el proceso es mucho más eficiente para el patrón con mayor espesor. Desde otro punto de vista, se encontró que de acuerdo a literatura existe una relación entre el volumen de inyección y las dimensiones del yacimiento. De acuerdo a esto se debe inyectar 1.5 BPD de vapor equivalente por cada acre-pie del yacimiento. De esta manera se calculó el valor de acre-pies presente en cada patrón y con esto el volumen de inyección:

Relación Área-Volumen / Tasa De Inyección

Patrón Área (ft2) Área (acres) Espesor

h (ft) acre-ft

Qiny calculada

Qiny (BPD)

SOR

20-40 640000 15 30 588 882 900 12

40-60 998400 23 45 1031 1547 1500 8

>60 1075200 25 63 1555 2333 2400 8

En la tabla anterior se presentan los valores de tasa de inyección calculados de acuerdo a la relación teórica. Los valores encontrados fueron los establecidos para cada patrón, ya que analizando estos con los comportamientos obtenidos mediante la simulación se evidenció que el comportamiento en producción y factor de recobro con estas tasas es sobresaliente y en cuanto a la relación vapor-aceite estas tasas presentaban valores medios o bajos en comparación con las demás evaluadas. Es importante mencionar que en casos reales encontrados en la literatura el SOR alcanza valores de hasta 6 bbl/bbl, valores superiores a este son considerados ineficientes técnicamente y se espera que el resultado económico no sea tan alto. A continuación, se muestra el comportamiento de la producción acumulada de aceite según las tasas establecidas para cada patrón. En la tabla de la derecha se presenta además la producción anual de cada patrón.

El siguiente paso para definir los escenarios de proyección fue el análisis de la ubicación de los pozos del campo óptimos para inyección continua de acuerdo a su espesor. Acorde a esto se dividió el campo en tres zonas, que se muestran en la siguiente figura. Definiendo para cada zona el número de patrones que pudieran establecerse con los pozos presentes actualmente. Para ningún escenario se contempló la perforación de pozos adicionales.

De acuerdo a la división definida, se platearon cuatro escenarios de desarrollo del campo. En los primeros tres se planteó que la totalidad de los patrones de cada escenario empezaba a producir mediante la técnica de inyección continua de vapor desde el año 1. Para el cuarto escenario se planteó una proyección del campo a 5 años, es decir, se dividió la entrada de los patrones en los primeros 5 años.

• Escenario I: Totalidad de patrones en el campo (Zona I + Zona II + Zona III)

• Escenario II: Patrones pertenecientes a las Zonas I y II

• Escenario III: Patrones pertenecientes a la Zona II

• Escenario IV: Patrones pertenecientes a la Zona II proyectados a 5 años

A continuación, se presenta el pronóstico de producción por año para cada alternativa de desarrollo de campo planteada:

Zonas base establecidas para escenarios de proyección. Fuente: propia

4.6. Análisis económico del proyecto

El proyecto de recobro térmico con inyección continua de vapor se puede considerar un proyecto

cuyo impacto es el incremento de ingresos, no hay por efecto del proyecto una disminución de

costos operativos. Por el contrario, con la implementación del proyecto se tendrá mayores costos

operativos resumidos así:

• Mantenimiento de pozos y facilidades de superficie asociados a la infraestructura original

en el proyecto.

• Mayor costo de tratamiento de fluido ya que se producirán más fluidos.

• Mayor consumo de energía asociado a mayor tratamiento y consumo de los sistemas de

levantamiento.

• Mayor consumo de gas asociado a la generación de vapor.

• Mayor costo de transporte por el aumento de producción.

• Por último, se debe provisionar los costos de abandono del proyecto.

El modelo económico está diseñado bajo ciertas premisas, las cuales podemos nombrar:

1- Análisis económico en dólares americanos.

2- Cálculo de VPN, TIR y EFI para una vista de 10 años con flujos de caja anualizados.

3- WACC del 10%, valor establecido por la principal compañía petrolera del país para la

evaluación de sus proyectos.

4- Pronósticos de los precios del BRENT a una vista de 10 años, para ello se utilizó el modelo

de reversión a la media.

5- Tarifa del gas estable durante los 10 años del proyecto (6 USD$/ MMBTU). Dentro del

costo de la tarifa esta la incluido la sobretasa por uso de combustibles fósiles que para el

caso del gas natural es de 0.3 USD$/MMBTU.

6- En el modelo se estableció una tarifa constante del gas de 6 USD$/ MMBTU, para ello se

consideró la implementación de contratos de futuros para tener cubrimiento en la

variación del precio de gas natural, donde el máximo valor dispuesto a pagarse es de 9.3

USD$/ MMBTU, dado que valores superiores a este generan que el VPN del proyecto sea

negativo.

7- Se cuenta con el abastecimiento del gas para el campo.

8- Tasa de descuento por calidad del crudo fija durante los 10 años del proyecto (5 USD$/Bl).

9- No se perforará pozos nuevos y se utilizarán los pozos existentes para la ejecución del

proyecto.

10- Convertir pozos productores actualmente operando a pozos inyectores.

11- Se consideró la construcción de líneas de flujo superficiales con aislamiento térmico, con

diámetros nominales de 4”, aislamiento térmico de fibra de vidrio de espesor 2”. La

tubería está apoyada sobre marcos H o patines en concreto. La longitud de las líneas de

flujo de inyección de vapor se estima en promedio de 2 km cada una desde la facilidad de

generación.

12- El costo del transporte hace referencia al incremento en volumen adicional requerido

para ser evacuado, producto de la implementación del proceso de recobro térmico

continuo.

13- Las líneas de evacuación de crudo de los pozos productores a la facilidad de

procesamiento de hidrocarburos, ya están instaladas y no se requiere adecuación o

desarrollo de infraestructura para transportarla a la planta de producción.

14- Las facilidades de producción y tratamiento de crudo cuentan con la capacidad para

manejar la producción de crudo adicional por el cambio a proceso de inyección continua.

15- El costo del aislamiento incluye como tal el aislamiento térmico como el costo asociado a

la instalación del mismo sobre la tubería.

16- La gestión ambiental del proyecto se consideró como una distribución triangular con un

mínimo de USD$ 150.000, un máximo de USD$ 2.000.000 y un probable de USD$ 500.000.

17- Para el análisis de riesgo del proyecto, considerando variación en el precio del crudo, se

definió una distribución triangular con un mínimo de 30 USD$/Bls, un máximo de 80

USD$/Bls y un valor probable que corresponde al pronóstico del respectivo año aplicando

el modelo de reversión a la media.

4.6.1. Pronóstico del precio de Brent

Para hacer el pronóstico del precio de BRENT para los próximos 10 años se utilizó el Modelo de

Reversión a la Media, modelo usado para productos básicos (commodities).

Para el pronóstico se usó la ecuación de Ornstein-Uhlenbeck, con la siguiente expresión:

𝑋𝑡 = 𝑚(1 − 𝑒−𝜑 ) + (𝑒−𝜑 ∗ 𝑋𝑡 − 1) + 𝜖𝑡

Donde;

𝜑 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛

𝑚 = 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙𝑖𝑏𝑟𝑖𝑜 𝑎 𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑝𝑙𝑎𝑧𝑜

𝜖𝑡 = 𝑡𝑖𝑒𝑛𝑒 𝑢𝑛𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑐𝑒𝑟𝑜 𝑦 𝑑𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 𝜎𝜖

De la aplicación de este modelo se obtuvo la siguiente gráfica, donde se puede pronosticar bajo

escenarios P10, P50 y P90 los precios del Brent. Para la evaluación económica del proyecto se

tomará los escenarios de precios del P50 ya que los valores calculados del P90 da un escenario de

precios altos el cual consideramos poco probable y el P10 da valores bastante bajos que haría

desaparecer parte de la industria extractiva.

Precios del BRENT a diferentes escenarios de probabilidad. Fuente: propia

4.6.2. Evaluación económica del proyecto

Con las premisas establecidas y a partir de las alternativas de desarrollo del campo, se realizó la

evaluación económica del proyecto donde se analizaron 4 escenarios de patrones de inyección

definidos para evacuar la producción adicional, producto del recobro térmico con inyección

continua de vapor.

Con estos 4 escenarios analizados se tiene la siguiente tabla resumen de los indicadores

financieros calculados: VPN de los escenarios de desarrollo del campo. Fuente: propia

ESCENARIO VPN EFI ESCENARIO I USD 92.685.672 1,69

ESCENARIO II USD 82.199.028 1,83

ESCENARIO III USD 66.529.436 2,40

ESCENARIO IV USD 48.755.481 4,08

Por EFI y por VPN el mejor escenario para desarrollar el proyecto es escenario I. En la siguiente

página se presenta el flujo de caja del mejor escenario de desarrollo del campo.

4.6.3. Análisis de sensibilidad del proyecto

A continuación, se muestra el balance general de este escenario y las sensibilidades en Crystal Ball realizadas con la suposición del precio del Brent y la previsión del VPN. El análisis de sensibilidad con variación del Brent presenta el escenario I como el más favorable por VPN. Sin embargo, el escenario III es aquel que presenta el VPN más alto con el percentil del 5% y su distribución es más acampanada presentando menor dispersión.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028

BR

ENT

(USD

$/B

L)

AÑO

P10

P50

P90

Finalmente, el flujo de caja obtenido para el escenario más favorable (Escenario I) es presentado

al final del documento.

5. CONCLUSIONES

De acuerdo al análisis y comparación con la literatura, y con base en los resultados obtenidos de la herramienta de cálculo, se concluyó que esta es confiable y consistente por lo cual se valida y se puede asegurar que es aplicable para el proyecto. De la revisión realizada sobre materiales aislantes térmicos utilizados para construcción de líneas de superficie, podemos concluir que los diferentes tipos de aislantes pueden usarse para el proyecto de recobro térmico y la diferencia entre ellos puede ser estimada dependiendo de la conductividad que presenta cada material y de las condiciones de temperatura máxima de operación a la que pueden ser sometidos.

Desde el punto de vista de conductividades, de los aislantes revisados el tipo que mejor eficiencia en la conductividad presente son los Aerogel. De forma general, el aislamiento tipo aerogel presenta el mejor desempeño tanto en pérdidas de calor como calidad de vapor en cabeza de pozo. El segundo tipo de aislamiento que presenta mejor tendencia es el fiberglass y por último Carbon Fiber Con base en los resultados obtenidos en el modelo de fondo, es posible afirmar que el modelo de inyección continua de vapor presenta aumentos significativos en términos de factor de recobro, por lo que se evidencian las ventajas de la aplicación de este método de recobro mejorado.

Se puede concluir, que el factor de recobro es proporcional al porcentaje de calidad del vapor que llega a cabeza de pozo. Por lo que la producción de crudo está directamente afectada por las características y eficiencia del material aislante seleccionado para la construcción de las líneas de inyección de vapor. Similarmente se observó que el aumento en el factor de recobro es proporcional al aumento de la tasa de inyección, sin embargo, con el aumento de la inyección el proceso de recobro se hace menos eficiente, presentando valores de SOR elevados. De forma preliminar dentro del contexto socio-ambiental del proyecto se vislumbran potenciales impactos en las diferentes fases de ejecución. Lo anterior, plantea la aplicación de un modelo sencillo de valoración de impacto ambiental para los principales impactos identificados; donde la fase de construcción del sistema de generación de inyección continua de vapor y el tendido de las líneas de flujo que conducen el fluido al pozo es una de las grandes generadoras de modificación y afectaciones de entorno. Sin embargo, de forma preliminar se visualiza que el mayor impacto socio- ambiental con el proyecto se tenga en la fase de operación del sistema, con las siguientes consideraciones:

• La generación de vapor y transporte es una actividad de alto riesgo para las personas, dado la temperatura y presión que se manejan. Dentro de las instalaciones es un control de HSE dentro de las políticas de la compañía operadora; pero en el transporte de la facilidad a la locación del pozo genera una condición de riesgo para la comunidad dado el potencial de daño del fluido.

• Dado que son tuberías de conducción, se evalúan alternativas de aislamiento térmico en líneas de superficie; esto de por si genera un cambio permanente en el entorno paisajístico del medio ambiente y la exposición a un riesgo involuntario de la comunidad por la existencia propiamente de la red de conducción de vapor.

• Alternativas como enterrar la tubería para conducir, de primera mano se identifica un alto impacto ambiental en la construcción y durante la operación por actividades de mantenimiento del sistema.

• Durante la operación las actividades de mantenimiento e inspección generan un alto impacto desde el punto de vista de manejo de residuos. Adicionalmente, el riesgo para el personal trabajador de la comunidad, así como de la población propiamente es latente.

• Dado que el aislamiento es llamativo por las chaquetas de aluminio, el sistema estaría expuesto a eventos de vandalismo y hurto lo que incrementa el riesgo sobre el entorno.

• El nivel de emisiones de CO2 anteriormente por ser un sistema cíclico se realizaba en diferentes locaciones geográficas y con intervalos de tiempo dada la movilización. Bajo el nuevo esquema se observa una afectación puntual con un potencial incremento en las emisiones que debe ser validado.

El proyecto bajo un modelo determinístico el mejor escenario (Escenario I) presenta un VPN positivo (USD$ 92 millones), aunque en el año 10 presenta flujos de caja negativos.

Bajo un modelo probabilístico de los precios del Brent, con una distribución triangular con valores mínimos de 20 y valores máximos de 90 USD$/Bl, la probabilidad de tener un VPN mayor de

USD$88 millones es del 95%, esta probabilidad se da en el escenario I. Este escenario evaluado a los 10 años da un EFI de 1,69

La TIR no se calculó debido a que dentro de los flujos de caja hay valores negativos en los últimos años de proyección, dependiendo del escenario.

La variable más importante en los costos es el consumo de gas, esto en 10 años representa cerca del 89% del total de los costos.

En el modelo se estableció una tarifa constante del gas de 6 USD$/ MMBTU. Si este valor llegara a subir a 7.5 USD$/MMBTU el proyecto daría VPN negativo para el escenario I.

Aunque unos de los parámetros a priori que se estableció en la evaluación económica del proyecto fue analizar los costos de los diferentes aislantes. En la estructuración del modelo se encontró que esta variable no es decisoria al momento de tomar cualquier decisión de realización o no del proyecto.

6. REFERENCIAS

- Uhlenbeck,G.E.,& Ornstein,L.S. (1930). On the theory of the Brownian motion. Physical review,

36(5), 823.

- Fidan, S. (2011). Wellbore heat loss calculation during steam injection in onshore & offshore

environments. Thesis for the degree of Master of Science, Standford University, Standford.

- Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (1997a). EOR Screening Criteria Revisited Part 1:

Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects, (August), 189–198.

- Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (1997b). EOR Screening Criteria Revisited Part 2:

Applications and Impact of Oil Prices, (August), 199–205.

- Villarreal, J. (2013). Ingeniería Económica. Bogotá: Pearson.

- Alvarado A. Douglas. Banzér Carlos (2002) Recuperación Térmica de Petróleo. Caracas.

- Prats, M. (1987). Procesos térmicos de extracción de petróleo. Intevep. Venezuela 1987.

- Castillo, M. (2006). Toma de decisiones en las empresas. Universidad de los Andes. Bogotá. - Decreto 948 de 1995, (junio 5). Diario oficial no. 41.876. Ministerio de Medio Ambiente y

Desarrollo Sostenible

VPN DE LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DEL PROYECTO

AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10

INGRESOS (USD$) 146,640,888 135,487,787 108,433,908 94,976,486 84,817,408 75,839,441 74,852,383 72,709,616 72,189,150 63,074,426

Producción acumulada año incremental BO) 3,559,773 3,173,274 2,470,960 2,163,873 1,892,850 1,700,946 1,659,982 1,583,192 1,484,696 1,339,793

BRENT (USD$/Bl) 46.19 47.70 48.88 48.89 49.81 49.59 50.09 50.93 53.62 52.08

COSTOS OPERATIVOS – OPEX (USD) 77,232,426 76,324,152 75,068,714 73,952,059 73,315,157 73,259,181 72,767,917 72,587,460 72,750,994 74,135,473

Mantenimiento de superficie (USD) 5,000 5,000 400,000 5,000 5,000 400,000 5,000 5,000 400,000 5,000

Mantenimiento de Subsuelo (USD) 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500 1,457,500

Materiales de procesos (tratamiento de fluidos) (USD)

1,245,921 1,110,646 864,836 757,355 662,498 595,331 580,994 554,117 519,644 468,928

Materiales/suministros de operación (USD) 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500 291,500

Energía eléctrica (USD) 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864 99,864

Costo de gas consumido (USD$/año) 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094 66,513,094

Costo de transporte (USD$/Bl) 7,119,547 6,346,548 4,941,920 4,327,745 3,785,701 3,401,892 3,319,965 3,166,385 2,969,392 2,679,587

Costo de abandono (USD) USD 2,120,000

Costos fijos (USD) 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000 500,000

Costos de Inversión - CAPEX

Perforaciòn USD 0

Operaciones de pozos USD

7,950,000

Costo paquete de generación (Gen. Capacidad 75300BPD)

USD 16,000,000

2 CALDERAS

Aislantes USD

14,840,000

Línea de Inyección USD

15,900,000

Tramites ambientales USD 0

EBITDA USD 69,408,462 59,163,635 33,365,193 21,024,427 11,502,251 2,580,260 2,084,465 122,156 -561,844 -11,061,047

FLUJO DE CAJA -54,690,000 69,408,462 59,163,635 33,365,193 21,024,427 11,502,251 2,580,260 2,084,465 122,156 -561,844 -11,061,047

VPN ESCENARIO I (USD) 92,685,672

aislamiento tÉrmico en superficie: impacto en recobro

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