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“Utilización del Gas Residual de Producción para la Generación Eléctrica”
German Alberto Rangel Ortiz
Universidad de Santander – UDES
Maestría en Sistemas Energéticos Avanzados
Bucaramanga
2016
2
“Utilización del Gas Residual de Producción para la Generación Eléctrica”
Estudiante
German Alberto Rangel Ortiz
Proyecto de Grado presentado como requisito para optar el título de Magister en Sistemas
Energéticos Avanzados
Director
Gilberto Carrillo Caicedo
Universidad de Santander – UDES
Maestría en Sistemas Energéticos Avanzados
Bucaramanga
2016
3
4
Contenido
Pág.
Introducción .................................................................................................................................. 12
1 Glosario ................................................................................................................................. 13
2 Generalidades ........................................................................................................................ 15
3 Objetivos ................................................................................................................................ 16
3.1 Objetivos Generales ............................................................................................................... 16
3.2 Objetivos Específicos .......................................................................................................... 16
4 Alcance .................................................................................................................................. 17
5 Aspectos Metodológicos........................................................................................................ 18
5.1 Línea de Tiempo de Ejecución de Análisis del Proyecto .................................................... 19
5.2 Impactos Esperados ............................................................................................................. 19
5.3 Metodología y Ejecución del Plan de Trabajo .................................................................... 21
5.4 Presupuesto para la Evaluación del Proyecto ...................................................................... 22
6 Marco Normativo para el Diseño de Ingeniería .................................................................... 23
6.1 Sistema de Unidades............................................................................................................ 23
6.2 Normas Aplicables: Especialidad Procesos ......................................................................... 24
6.3 Normas y Criterios Aplicables: Especialidad Eléctrica....................................................... 26
7 Recomendaciones de diseño .................................................................................................. 29
8 Caracterización de los Fluidos ............................................................................................... 33
9 Diagrama de Procesos y Balance Energético ........................................................................ 34
10 Descripción del Proceso Propuesto .................................................................................... 37
10.1 Subprocesos para el Tratamiento de Gas ............................................................................. 38
10.2 Alternativas Generales para Retiro de Condensados........................................................... 44
10.3 Alternativas para Endulzamiento de Gas Ácido .................................................................. 51
11 Análisis De Alternativas De Generación ........................................................................... 55
11.1 Análisis de Alternativas de Generación Eléctrica ............................................................... 57
11.2 Conclusiones Sobre la Generación ...................................................................................... 57
12 Estimación de viabilidad .................................................................................................... 58
12.1 Evaluación Financiera ......................................................................................................... 58
13 Análisis De Sensibilidad De Entrada O Construcción De La Infraestructura ................... 62
5
13.1 Conclusiones de la sensibilidad de entrada de facilidades ......................................... 64
14 Aspectos Ambientales del Proyecto ................................................................................... 64
15 Conclusiones ...................................................................................................................... 69
16 Referencias Bibliográficas ................................................................................................. 71
Anexo A ........................................................................................................................................ 73
Descripción y Caracterización del Área ....................................................................................... 73
Definición de las Bases de Diseño ................................................................................................ 77
Antecedentes ................................................................................................................................. 79
6
Lista de Figuras
Pág.
Figura 1. Diagrama de Procesos y Balance Energético de la Planta de Producción .................... 34
Figura 2. Diagrama de Procesos y Balance Energético de la planta de Tratamiento de Agua ..... 35
Figura 3. Diagrama de bloques general de las alternativas de tratamiento y generación para el gas
asociado......................................................................................................................................... 43
Figura 4. Esquema preliminar de compresión y enfriamiento, simulado en Hysys para el
establecimiento de condiciones de separación de los compuestos pesados (C5+). ....................... 45
Figura 5. Esquema de alternativas de separación según las concentraciones de entrada y salida de
gas ácido........................................................................................................................................ 52
Figura 6. Emisiones de CO2 inherentes a la producción de energía eléctrica. .............................. 65
Figura 7. Emisiones de SO2 inherentes a la producción de energía eléctrica. .............................. 66
Figura 8. Emisiones de NOX inherentes a la producción de energía eléctrica. ............................. 67
7
Lista Tablas
Pág.
Tabla 1. Indicadores y Plazos para los Resultados del Proyecto. ................................................. 19
Tabla 2. Presupuesto para el desarrollo conceptual del proyecto. ................................................ 22
Tabla 3. Sistema de Unidades. ...................................................................................................... 24
Tabla 4. Número de etapas de compresión. .................................................................................. 32
Tabla 5. Caracterización del Gas de Entrada a la unidad de tratamiento. .................................... 33
Tabla 6. Resumen Balance Energético. ........................................................................................ 36
Tabla 7. Clasificación de tecnologías de endulzamiento (principalmente para remoción de CO2).
....................................................................................................................................................... 39
Tabla 8. Reducción de Compuestos pesados en el gas. ................................................................ 46
Tabla 9. Alternativas de Separación de Pesados. .......................................................................... 49
Tabla 10. Comparación de las Alternativas consideradas para la Separación de Pesados. .......... 50
Tabla 11. Alternativas de Endulzamiento de Gas Consideradas. ................................................. 53
Tabla 12. Comparación entre las Alternativas de Endulzamiento Planeadas. .............................. 54
Tabla 13. Comparación de Desempeño de Alternativas de generación eléctrica ......................... 56
Tabla 14. Alternativa A1 y alternativa A2 motor y turbina con contenido de CO2 en gas
combustible >20%. ....................................................................................................................... 57
Tabla 15. Consideraciones para el proyecto ................................................................................. 59
Tabla 16. Flujos de dinero entre tarifas ........................................................................................ 60
Tabla 17. Cálculo Valor Presente Neto (VPN) y Tasa Interna de Retorno (TIR) ....................... 62
8
Resumen
Título: Utilización del Gas Residual de Producción para la Generación Eléctrica
Autores: German Alberto Rangel Ortiz
Palabras claves: Estación Petrolera, Infraestructura, Generación Energética, Cromatografía Del
Gas, Tratamiento Del Gas, Costos Por Compra De Energía Al Sistema Energético Nacional.
Costos Por Compra De Energía Un Tercero Suministrando El Gas.
Descripción
La naturaleza del problema surge debido a que el consumo energético de una estación petrolera
(equipos que están dentro de una estación petrolera y pozos) viene en aumento debido a los
proyectos de crecimiento en infraestructura ocasionados por campañas de perforación, el
presente estudio se realizó con el fin de identificar las variables que se deben tener en cuenta
para la evaluación económica de un proyecto que aprovecha el gas residual de una estación
petrolera (gas que no tiene comercialidad y es quemado), estas variables contemplan a nivel
general subprocesos de tratamiento para dejar el gas en especificaciones para la generación
energética.
En vista de los altos costos generados por compra de energía a la red nacional, se propone
utilizar el gas residual para generar electricidad, el volumen de gas estimado es de 10 MMSCFD,
con lo cual y como principal objetivo de este trabajo se pretende reducir los costos de compra
9
energética a la red nacional y comprar a un tercero que se encargara de la generación energética
con el gas suministrado por la estación petrolera.
De acuerdo con los resultados obtenidos del presente estudio se espera obtener indicadores
económicos que conlleven a una decisión sobre la implementación de un sistema de generación
eléctrica utilizando como combustible el gas residual de una estación petrolera, teniendo en
cuenta la caracterización del gas disponible (cromatografía) y las tecnologías que aplican para la
generación energética con base en este gas.
10
Abstract
Title: Use of Residual Gas Production for Electric Generation
Authors: German Alberto Rangel Ortiz
Keywords: Oil Station, Infrastructure, Energy Generation, Gas Chromatography, Gas
Treatment, Energy Purchase Costs to the National Energy System. Costs when buying energy A
third gas supply.
Description
The nature of the problem arises because the energy consumption of an oil station (equipment
within an oil station and wells) is increasing due to infrastructure growth projects caused by
drilling campaigns. In order to identify the variables that should be taken into account for the
economic evaluation of a project that takes advantage of the residual gas of a gas station (non-
commercialized gas and burned), these variables usually contemplate the treatment sub-
processes to leave Gas in specifications for Energy generation.
In view of the high costs generated by the purchase of energy to the national grid, it is proposed
to use the waste gas to generate electricity, the estimated gas volume is 10 MMSCFD, so the
main objective of this work is to reduce the purchase Energy costs to the national grid and buy
from a third party who will be responsible for power generation with the gas supplied by the oil
station.
11
According to the results of the present study, it is expected to obtain economic indicators that
lead to a decision on the implementation of an electricity generation system that uses as fuel the
residual gas of an oil station, taking into account the characterization of the available gas
Chromatography) And the technologies that apply to the generation of energy based on this gas
12
Introducción
El presente estudio se realizó con el fin de identificar las variables que se deben tener en cuenta
para la evaluación económica de un proyecto que aprovecha el gas residual de una estación
petrolera. Este gas actualmente no tiene comercialidad y, hoy por hoy, se está quemando o es de
difícil comercialización. La naturaleza del problema surge pues el consumo energético de la
estación petrolera (equipos que están dentro de una estación petrolera y pozos) viene en aumento
debido a los proyectos de crecimiento en infraestructura.
En vista de los altos costos generados por compra de energía a la red nacional, se pretende
utilizar el gas residual para generar electricidad, el volumen estimado de gas es de 10
MMSCFD, con lo cual y como principal objetivo de este trabajo se pretende reducir los costos de
compra energética a la red nacional.
El presente estudio contempla el modelo nacional el cual terceriza la generación suministrando el
gas disponible. Sin embargo, aquí se tendrán en cuenta las variables para la generación eléctrica
a partir del gas disponible en un campo específico.
El plan de trabajo comprendió un tiempo estimado de ocho meses de los cuales se contemplan la
toma y aseguramiento de datos, el análisis de datos, el análisis económico y las conclusiones.
De acuerdo con los resultados obtenidos del presente estudio se espera obtener indicadores
económicos que conlleven a una decisión sobre la implementación de un sistema de generación
eléctrica utilizando como combustible el gas residual de una estación petrolera.
13
1 Glosario
Gas residual: Es el gas que no tiene comercialidad y no es utilizado para ningún
subproceso en una estación petrolera.
Estación o planta: Es un conjunto de procesos enmarcados en separar el crudo de
manera primaria de los demás componentes que normalmente trae como lo son el agua,
el gas, la arena y la sal, entre otros. Los equipos que componen una estación petrolera
normalmente son: Manifold de recibo de crudo, separadores, tratadores termo
electrostáticos, tanques, bombas, entre otros.
MMSCFD: Millones de pies cúbicos estándar por día.
Campo: Es compuesto por los pozos y estaciones de producción de crudo.
BSW: Contenido de agua en el crudo.
GOR: Relación de producción de gas en función del crudo.
TT: Tratador termo electrostático.
API: Sistema de separación agua, aceite.
TEA: Sistema de alivio de descargas de gas (quema el gas).
MF o Manifold: Sistema de recibo de pozos.
Separador: Equipo encargado de realizar la separación líquido gas.
Energía (kWh): Es el producto de la potencia (kW) suministrada multiplicada por el
tiempo (h) en la cual se suministró.
Capacidad efectiva neta (MW): Máxima cantidad de potencia expresada en valores
enteros que puede suministrar una unidad o planta, en condiciones normales de
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operación, entregada al Cliente en el punto de conexión, descontando los consumos de
servicios auxiliares.
Eficiencia energética: La Eficiencia está bien definida como la razón entre, las variables
de energía de entrada (INPUT) y la energía entregada (OUTPUT).
Disponibilidad: Es el porcentaje de tiempo que un sistema es capaz de realizar las
funciones para las cuales está diseñado.
CAPEX: El concepto CAPEX se refiere a los costos de capital del proyecto.
OPEX: El concepto OPEX se refiere a los costos de operación del proyecto.
TIR: Tasa Interna de Retorno o de rentabilidad de un proyecto de inversión. La TIR es
aquella tasa de descuento que al utilizarla para actualizar los flujos futuros de ingresos
netos de un proyecto de inversión, hace que su valor presente neto sea cero.
VPN: Valor Presente Neto, es un procedimiento que permite calcular el valor presente
de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La
metodología consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una
tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión
inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. El método
de valor presente es uno de los criterios económicos más ampliamente utilizados en la
evaluación de proyectos de inversión. Consiste en determinar la equivalencia en el
tiempo cero (0) de los flujos de efectivo futuros que genera un proyecto y comparar esta
equivalencia con el desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es mayor que el
desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea aceptado.
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2 Generalidades
Actualmente algunos campos de la industria petrolera tienen asociada una producción de gas, el
cual debido a su bajo volumen, no presenta comercialidad y es quemado, desperdiciándose así su
potencial energético de generación y/o suministro a terceros.
Como es sabido las diferentes estaciones de producción y pozos tienen asociados equipos que
consumen energía, la cual es comprada al operador de red. Por lo tanto debido al potencial
energético del gas residual, se proyecta utilizarlo para generar energía eléctrica que podría
sustituir, el total o gran parte del consumo energético de la estación y pozos que componen la
infraestructura cercana, y así disminuir los costos por compra de electricidad ya que el
combustible para la generación no tiene costo.
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3 Objetivos
3.1 Objetivos Generales
Demostrar la viabilidad financiera de reemplazar el consumo eléctrico tomado del
sistema eléctrico nacional por generación eléctrica a partir de gas residual mediante el
modelo de tercerización (comprar energía eléctrica a un tercero, suministrando el
combustible que en este caso será el gas residual)
3.2 Objetivos Específicos
Identificar el proceso de consumo energético en una planta de producción (balance
energético)
Identificar los subprocesos que se deben tener en cuenta para dejar el gas en
especificaciones para generación.
Realizar la comparación técnica de generación energética a partir de dos tecnologías
diferentes. Se van a analizar 2 alternativas de generación, alternativa A1 con Motores
reciprocantes a gas tipo 1 y alternativa A2 Con turbina (s) Aero derivada, aptos (as) para
quemar gas combustible con más del 20% en volumen de dióxido de carbono,
configurados en ciclo simple.
Obtener las variables asociadas a la evaluación financiera del proyecto
Realizar la evaluación financiera del proyecto
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4 Alcance
De acuerdo con los objetivos planteados se realizan las siguientes actividades:
Balance energético teniendo en cuenta el consumo de cada uno de los equipos que
componen la estación de producción y campo.
Identificación de los subprocesos requeridos (de acuerdo con las características del gas)
para dejar el gas en condiciones para la generación eléctrica.
Definición de Aspectos Ambientales del Proyecto
Indicadores de rentabilidad financieros: Valor Presente Neto, Tasa interna de Retorno.
Tabla comparativa sobre la viabilidad financiera del proyecto.
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5 Aspectos Metodológicos
Debido a los bajos precios del barril de petróleo y por consiguiente del gas equivalente, se
deben formular oportunidades de mejora de cualquier tipo de instalación y/o plantas de
producción. Para ello en la situación actual del campo a analizar, se plantea el costo por
consumo energético tomado de la red de energía eléctrica nacional como un problema. Éste se
puede solucionar generando energía a partir del gas residual que se tiene disponible y que no
tiene oportunidad de comercialización. Con esto se reducirían los costos operativos de las
instalaciones que repliquen esta solución.
De acuerdo con lo anterior, se visualizó la oportunidad de mejora en reducción de costos en
cuanto al consumo energético como tal en una estación de producción. Por lo cual se deberá
evaluar financieramente la generación eléctrica con gas residual versus la compra de energía, con
lo cual se esperan beneficios económicos en reducción de costos operativos.
El escenario evaluado podrá ser utilizado como base presupuestal a nivel conceptual para
escenarios de menor o mayor potencial energético disponible.
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5.1 Línea de Tiempo de Ejecución de Análisis del Proyecto
Los resultados obtenidos durante el desarrollo del proyecto son:
Tabla 1. Indicadores y Plazos para los Resultados del Proyecto.
RESULTADO INDICADOR
VERIFICABLE
FECHA
DE
INICIO
MES (No.)
1. Levantamiento de la
información:
DIAGRAMA DE
PROCESOS CON
CONSUMOS
ENERGÉTICOS
ENERO 1 2,5 meses
2. Balance energético: CONSUMO ENERGÉTICO MARZO
15
1,5 meses
3. Análisis de la
información:
COSTOS ENERGÉTICOS MAYO 1 2 meses
4. Evaluación financiera VPN - TIR JULIO 1 mes
5. Conclusiones INFORME AGOSTO
1
1 mes
5.2 Impactos Esperados
Económicos:
Reducción de costos por compra de energía eléctrica.
Ambientales
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Propuesta de reducción de gases de efecto invernadero por aprovechamiento del gas
residual como combustible, para generar electricidad.
Impactos científicos y tecnológicos del proyecto
Registro y homologación de la idea en estaciones de producción.
Registro y documentación técnica del aporte al estado del arte.
Impactos sobre la productividad y competitividad del sector productivo de la región o el país
Impactos sobre la productividad y competitividad de la entidad beneficiaria o el sector
relacionado.
Acceso a nuevos mercados nacionales.
Empleo generado.
Establecimiento de alianzas estratégicas (Alianzas, franquicias, otros).
Impactos sobre el medio ambiente y la sociedad
Reducción en el consumo de energía.
Reducción en el consumo de recursos naturales.
Reducción en la generación de emisiones.
Mejoramiento de la calidad del medio ambiente.
Aprovechamiento sostenible de nuevos recursos naturales.
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5.3 Metodología y Ejecución del Plan de Trabajo
A continuación se presentan las diferentes fases de ejecución del proyecto
Levantamiento de la información: durante el desarrollo de esta actividad se levanta
toda la información sobre la cantidad y consumos de todos los equipos que componen
una planta de producción y de los pozos que se alimentan de la misma subestación
eléctrica. Este levantamiento en campo contemplo al menos 5 visitas y como resultado se
obtiene el diagrama de procesos de la planta de producción.
Balance energético: Durante el desarrollo de esta fase en conjunto con la información
levantada se analiza y efectúa un balance energético con el fin de determinar la carga
instalada y la consumida mes a mes, para obtener un promedio de consumo y así
determinar el escenario base y los requerimientos para la generación eléctrica a partir de
gas residual.
Análisis de la información: Durante esta fase se analizan los resultados obtenidos de los
balances energéticos y se obtiene la información más importante para poder realizar el
análisis financiero.
Evaluación financiera: Teniendo en cuenta las variables calculadas anteriormente se
procede a calcular el valor presente neto del proyecto y la tasa interna de retorno con el
fin de tener dos indicadores para tomar una decisión sobre la implementación del
proyecto.
Conclusiones: A partir de los resultados de la evaluación financiera se concluye sobre la
viabilidad de construir el sistema propuesto.
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5.4 Presupuesto para la Evaluación del Proyecto
A continuación se presenta la lista de gastos para el desarrollo del análisis del proyecto,
costos asumidos por el Maestrando, con excepción del pago del director.
Tabla 2. Presupuesto para el desarrollo conceptual del proyecto.
ITEM COSTOS PESOS
1 COMPUTADOR 1.500.000
2 TRANSPORTE 3.000.000
3 ASESOR 1.500.000
4 PAGO DIRECTOR* 1.800.000
5 IMPREVISTOS 500.000
6 IMPRESIONES 200.000
TOTAL 8.500.000
* Lo paga la Universidad de Santander.
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6 Marco Normativo para el Diseño de Ingeniería
En la industria petrolera cuando se realiza un análisis técnico de cualquier clase, se tienen en
cuenta principalmente las normas API las cuales a nivel mundial marcan el desarrollo de
cualquier ingeniería, para este caso de estudio se mencionarán las normas sin entrar en detalle,
con el fin de mostrar las variables a tener en cuenta a la hora de diseñar un sistema de
generación.
6.1 Sistema de Unidades
En el desarrollo del proyecto se utilizó como sistema de unidades el Sistema Internacional y
su equivalente en MKS, con las convenciones adoptadas por la Industria Petrolera teniendo en
cuenta el Sistema Inglés.
A continuación (ver tabla 5) se mencionarán todos los sistemas de unidades, de los cuales
utilizaremos algunos para el desarrollo del presente proyecto, pero para el desarrollo de las
ingenierías conceptual básica y de detalle si deberán tenerse en cuenta en cada una de las
especialidades.
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Tabla 3. Sistema de Unidades.
6.2 Normas Aplicables: Especialidad Procesos
API RP 520: American Petroleum Institute. Recomendaciones Dimensionamiento,
Selección e instalación de instrumentos de alivio de presión en refinerías.
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API RP 521: American Petroleum Institute. Guía para alivio de presión y sistemas de
despresurización.
API RP 2350: Para la protección de sobrellenado de los tanques de almacenamiento e
hidrocarburos.
API Specification 12J. Specification for Oil and Gas Separators.
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, “Pressure Vessels”, Division 1.
ASME B31.1 “Power Piping”.
ASME B31.3 “Process Piping”.
API RP-550: Installation of Refinery Instruments and Control Systems, Part I – Process
Instrumentation and Control, Part II – Process Stream.
NFPA 30 (Código de Líquidos combustibles e inflamables): Esta norma deberá ser usada
para definir las distancias entre los cuerpos de tanques, las dimensiones del patio de
tanques y alturas de los diques, y todas las previsiones necesarias para la protección de
las facilidades y sus ocupantes.
API STD 610 Centrifugal Pumps for Petroleum, petrochemical and natural gas industries.
NFPA 20 Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection.
NFPA 13 Standard for the Installation of Sprinkler Systems.
API RP 2030 Guidelines for Application of Water Spray Systems for Fire Protection in
the Petroleum Industry.
ISO 9001: Sistemas de Gestión de Calidad. Requisitos.
NACE: National Association of Corrosion Engineers.
0SHA: 29 CFR 1926 –Safety and Health Regulations for Construction.
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6.3 Normas y Criterios Aplicables: Especialidad Eléctrica
Los diseños se efectuarán con base en la última versión disponible de las siguientes normas:
NTC 4552: Protección contra descargas atmosféricas.
IEEE Std. 141-1993: Electrical Power Distribution for Industrial Plants.
IEEE Std. 142-2007: Grounding of industrial Commercial Power Systems.
NEC 2011: National Electrical Code.
ANSI/IEEE Std. 80-2000: Guide for Safety in AC Substation Grounding.
IEEE Std. 142- 2007: Recommended Practice for Grounding and Commercial Power
Systems.
NFPA 780-2000: Standard for Installation of lightning Protection Systems.
IES: Illuminating Engineering Society
NACE RP-0.169: Control of External Corrosion of Underground or Submerged Metallic
Piping Systems.
NACE RP-0177: “The electrical Isolation of Cathodically Protected Structures”.
NEMA-MR-20: “Rectifiers Units for Cathodic Protection”.
ASME B 31.4 Liquid Petroleum Transportation piping System Corrosion Control BSI
C32 “Cathodic Protection Systems”.
ASTM G-57 “Field Measurements of soil Resistivity Using the Wenner Four Electrode
Method”.
API RP 540 “Electrical Installations, petroleum processing plants”.
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API RP 500 “Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical.
Installations at petroleum facilities classified as class I, Division 1 and Division 2”.
IEEE “Guide for measuring earth resistivity, ground impedance and earth surface
potentials of a ground system. 42p”.
NFPA 30-2008 “Código de líquidos Inflamables y combustibles”.
NTC 307 Conductores de cobre duro, semiduro o blando, cableado concéntrico.
NTC 1332 Cables y alambres aislados con material termoplástico.
NTC 169: Tubos de Acero tipo IMC.
NTC 3229: Cajas de salidas y accesorios para sitios clasificados de alto riesgo.
Resolución CREG 025-1995: Código de Redes.
IEC 60038: “Tensiones Asignadas”.
IEC 60120/ IEC 60305/ IEC 60372/ IEC 60383/ IEC 60672: “Aisladores de Suspensión”.
Todos los diseños relativos al sistema eléctrico, se desarrollarán basados en las exigencias
establecidas en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) de obligatorio
cumplimiento en Colombia, con los capítulos del Código Eléctrico Colombiano (norma NTC
2050); y en los aspectos técnicos no contemplados en el RETIE, se acudirá a las normas
internacionales aplicables: IEC, ANSI/IEEE, NFPA y API pero particularmente se dará énfasis
en NFPA y las buenas prácticas de ingeniería para instalaciones industriales petroleras.
Asimismo los diseños para este proyecto serán desarrollados considerando las siguientes
características:
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Seguridad eléctrica para la preservación de la vida y de los bienes activos.
Confiabilidad y continuidad en el servicio.
Operación simplificada y centralizada.
Mantenimiento de equipos y sistemas de baja frecuencia y simplificado.
Protección contra obsolescencia tecnológica.
Flexibilidad, que permita que los sistemas se adapten o sean fácilmente expandidos según
el desarrollo de la planta en su vida útil.
Tensiones de servicio
Las tensiones principales para el sistema eléctrico que se encuentran disponibles en las
diferentes áreas del proyecto son:
34.500 V Tensión Línea de Distribución.
Tensión de utilización
480 V: Tensión barra de Generación.
480 V: Tensión de operación de motores y equipos industriales.
208/120 V: Tensión para servicios auxiliares.
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7 Recomendaciones de diseño
A continuación se presentan otros criterios de diseño basado en la experiencia propia y en el
“MANUAL TÉCNICO DE CRITERIOS DE DISEÑO DE LA ESPECIALIDAD DE
INGENIERÍA DE PROCESO DE LA UNIDAD DE GESTIÓN DE CONOCIMIENTO Y
TECNOLOGÍA CORPORATIVO DE NORMAS Y ESTÁNDARES CÓDIGO CNE ECP-
CNE-P-PRO-MT-001”
Caudal
El caudal de diseño para los nuevos equipos se tomará con un margen de sobre diseño de
10% para los máximos flujos de operación esperados.
Presión de diseño
La presión de diseño para los recipientes sometidos a presión interna será la Presión de
operación + 15 psig ó 50 psig (1,03 bar –3,45 bar), la que resulte mayor.
Temperatura de diseño
La temperatura de diseño será la temperatura máxima continua de operación + 50 °F
(283.15 K).
La temperatura de diseño será mínimo de 140ºF (333.15 K).
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Dimensionamiento de líneas
Para la selección del diámetro de líneas es necesario considerar la velocidad de flujo y la
caída de presión. La velocidad del fluido debe mantenerse por debajo de la velocidad máxima
para prevenir problemas de erosión y ruido.
Las pérdidas de presión por fricción serán el criterio gobernante en sistemas de tuberías
dentro de instalaciones. Para el dimensionamiento de líneas se tendrán en cuenta los siguientes
dos criterios:
Caída de presión:
Como parámetro estándar para caídas de presión en tuberías se utilizarán los siguientes:
Descarga de bombas: 1 – 4,5 psi/100 ft (0,2 – 1,0 bar/100 m).
Succión de bombas: 0,5 – 1,5 psi/100 ft (0,1 – 0,3 bar/100 m).
Caída máxima: 7 psi/100 ft (1,5 bar/100 m).
Flujo por gravedad: 0,2 psi/100 ft (0,04 bar/100 m).
Gases en general: 0,5 psi/100ft (0,1 bar/100 m)
Fuente: Chiyoda Engineering Standard, Kellogg y Rules of thumb for chemical
engineers.
Velocidad:
Como parámetro estándar para velocidad del fluido en tuberías se utilizarán los siguientes:
Velocidad líquidos General: 3 – 10 ft/s (0,91 – 3,05 m/s).
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Velocidad máxima: 11,7 ft/s (3,57 m/s).
Flujo por gravedad: 0,5 – 1,5 ft/s (0,15 – 0,45 m/s).
Drenajes: 1,5 – 4 ft/s (0,45 – 1,21 m/s).
Gases en general: Min 10 – 15 ft/s (3,04 – 4,5 m/s) – Max 60 – 80 ft/s (18,2 – 24,3
m/s).
Gases con CO2: Max 50 ft/s (15,24 m/s).
Diámetros:
Se recomienda que los diámetros de tubería tales como 1¼, 2½, 3½, 5, 7 pulgadas y otros de
difícil consecución comercial normalmente se eviten, con el fin de reducir los problemas de
construcción y de compras, y de ésta forma también reducir los requerimientos de inventarios.
Dimensionamiento de bombas
Se seguirán los siguientes criterios para el dimensionamiento de bombas:
Las bombas serán diseñadas para el 110% del flujo máximo.
El NPSH disponible deberá ser comparado con los requerimientos típicos para bombas
comercialmente, éste deberá ser al menos 3 pies (0.91 m) más que el requerido por la
bomba.
El cálculo del NPSH será un factor determinante para la selección del diámetro de la línea
de succión.
32
Paquetes de compresión
El flujo de diseño debe ser 110 % del flujo normal de operación a la temperatura y presión
de entrada normal.
El número de etapas dependerá principalmente de la relación de compresión establecida para
cada etapa. En la siguiente tabla se muestra el número de etapas, si se establece una relación de
compresión máxima de cuatro por cada etapa y asumiendo una relación de calores específicos de
1,4.
Tabla 4. Número de etapas de compresión.
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8 Caracterización de los Fluidos
En la tabla 8 se presenta un resumen de la caracterización del gas de entrada a la unidad de
tratamiento composición obtenida por una cromatografía de gas realizada.
Tabla 5. Caracterización del Gas de Entrada a la unidad de tratamiento.
Corriente de Mezcla Valor Parámetro
Presión inicial 1,5 psig 0,10 bar
Temperatura inicial 100 °F 310,9 K
Q gas (MMSCFD) 10
Temperatura de rocío del gas 65,4 °F 291,7 K
Peso molecular del gas (lb/lbmol) 34,08
Poder Calorífico Inferior
(estándar)(LHV)(BTU/scf)
1272
Contenido de agua (lb/SCF) 1,12E-03
% O2 (molar) (base seca) 0,22%
% N2 (molar) (base seca) 5,65%
% CO2 (molar) (base seca) 21,50%
% CH4 gas (molar) (base seca) 47,82%
%C2H6 gas (molar) (base seca) 3,22%
%C3H8 (molar) (base seca) 2,46%
%C4's (molar) (base seca) 2,85%
%C5's (molar) (base seca) 13,61%
%C6's (molar) (base seca) 2,18%
%C7's (molar) (base seca) 0,38%
%C8's (molar) (base seca) 0,09%
%C9's (molar) (base seca) 0,01%
%C10's (molar) (base seca) 0,01%
34
9 Diagrama de Procesos y Balance Energético
A continuación se presenta el Diagrama de procesos y balance energético del Campo A, en
éste se presentan los consumos por equipo y su tiempo de uso diario.
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Figura 1. Diagrama de Procesos y Balance Energético de la Planta de Producción
Fuente: El Autor
35
Figura 2. Diagrama de Procesos y Balance Energético de la planta de Tratamiento de Agua
Fuente: El Autor
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36
A continuación se presenta la tabla resumen del balance energético realizado
Tabla 6. Resumen Balance Energético.
Fuente: Datos operativos de la planta y el Autor
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37
Tal como podemos observar de la tabla 6, el consumo energético diario si se tuviesen encendidos
todos los equipos de todo el Campo A seria de aproximadamente 40 MWh
10 Descripción del Proceso Propuesto
De acuerdo con la calidad del gas disponible para generar energía, se deben tener en cuenta
un par de sub procesos los cuales a continuación se mencionan de manera general.
La corriente de gas a tratar proviene de los separadores y se recolecta en el “Scrubber”. Para
poder utilizar el gas natural como combustible para generación eléctrica, éste debe pasar por un
proceso de tratamiento en el cual se retiren los hidrocarburos pesados que trae consigo y el alto
contenido de gas ácido (CO2).
Inicialmente, es necesario reducir la cantidad de condensables, para lo cual se requiere de
varios ciclos combinados de compresión y enfriamiento que permitan obtener una composición
molar inferior al 2% de los hidrocarburos pesados (compuestos de más de 5 carbonos) en el gas
al final de los ciclos.
Una vez retirados los hidrocarburos pesados del gas, éste pasa a la etapa de endulzamiento,
en la cual se debe reducir el alto contenido de dióxido de carbono (concentración molar entre el
20% y el 30%). Esta etapa puede no requerirse, si alguna de las tecnologías de generación
considera la utilización de motores o turbinas que pueden operar con una concentración
volumétrica de CO2, mayor al 20%.
38
El volumen de hidrocarburos recuperados en la compresión se debe retornar a los tanques de
almacenamiento. Sin embargo, estos condensados deben cumplir con las características mínimas
tales como no interferir con la operación normal de la estación. En esta etapa, se deben asegurar
las condiciones de bombeo (caudal, presión, potencia, requerimiento de tubería) hasta el punto de
interconexión.
Después que el gas se haya sometido al tratamiento requerido, se debe enviar hasta la planta
de generación donde el gas debe pasar a la etapa de combustión, ya sea con un moto-generador o
en turbina de generación.
10.1 Subprocesos para el Tratamiento de Gas
Para que el gas pueda ser utilizado en los motores, debe cumplir unas condiciones
específicas en términos de contenido de nitrógeno, dióxido de carbono, humedad, número de
metano, etc.
Inicialmente, lo más importante es la remoción de los hidrocarburos pesados, lo cual se hace
mediante ciclos de compresión y enfriamiento, y para este caso particular se requiere que la
temperatura para el retiro de condensados (drew point) no sea inferior a la temperatura en la cual
se presente la formación de hidratos, y la temperatura de ingreso del gas al procesos de
generación debe estar al menos 50 °F (283,15 K) por encima del “drew point”.
Por otra parte, para remover el CO2 (si es que se hace imperativo) se requiere un proceso de
endulzamiento de gas, en el cual se remueven los gases ácidos como CO2 y H2S.
39
Tradicionalmente, este endulzamiento se hace por medio de un proceso de absorción
química en el cual se utilizan aminas como la Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA) y
Metildietanolamina (MDEA), entre otras. También han tomado fuerza los métodos de adsorción
física y permeación (basados en tamaño de molécula) como los tamices moleculares y las
membranas selectivas, estos métodos se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 7. Clasificación de tecnologías de endulzamiento (principalmente para remoción de CO2).
Mecanismo de Tipo de proceso Tecnología Nombre Comercial
remoción de CO2
Absorción química Regenerativo Continuo Aminas MEA,DEA.MDEA,DIPA,
DGA, Solventes
formulados
Carbonato de Benfield, Catacarb,
potasio Giammarco-Vetrocoke, etc.
No Regenerativo Hidróxido de
sodio
-
Continuo
Absorción física Regenerativo Solventes físicos Selexol, Rectisol, Purisol,
Continuo Fluor solvent, IFPexol, etc.
Absorción Físico- Regenerativo Solventes físico- Sulfinol, Ucasol LE701,
química Continuo químicos 702 &703, Flexisorb PS, etc.
Adsorción física Regenerativo Tamices Z5A (zeochem), LNG-3,
Continuo (secuencia Moleculares (UOP), etc.
adsorción/desorción)
Permeabilidad Continuo Membranas Separex, Cynara, Z-top,
(tamaño de
molécula)
Selectivas Medal, etc.
Las etapas de tratamiento del gas son definidas por las condiciones finales requeridas para
generación, que a su vez son las que exige cada una de las tecnologías. Para la definición de las
40
alternativas de tratamiento, se tomarán como base cuatro parámetros principales requeridos por
las tecnologías de generación, estos son:
Poder calorífico inferior (LHV)
Concentración de inertes, principalmente la concentración de CO2.
Presión de entrada del gas requerida para generación.
Temperatura de rocío de gas y temperatura de ingreso al equipo de generación.
EL poder calorífico inferior (LHV) es un parámetro muy importante para el proceso, pues
para poder usar este gas, asociado como combustible, se requiere que su poder calorífico sea de
mínimo 485 BTU/scf y de máximo 1186 BTU/scf (LHV del gas natural). Ambos valores son
recomendados por los fabricantes (General Electric, Siemens, Caterpillar, etc.) y esto se debe a
que si el poder calorífico es menor al mínimo mencionado, el contenido de compuestos inertes
debe ser elevado y la combustión del gas no producirá suficiente energía para el equipo de
generación. Mientras que si el LHV es muy alto (superior al del gas natural), seguramente el
contenido de hidrocarburos pesados es muy alto. Esto puede generar diversos problemas en la
detonación del combustible y en el desempeño del equipo de generación. Estos límites serán la
base de las consideraciones en los procesos de tratamiento.
La concentración de inertes en el gas hace que su combustión sea menos eficiente, pues
estos compuestos no aportan energía de combustión y si pueden generar problemas mecánicos en
los equipos. Hace algunos años, los motores y las turbinas no toleraban altas concentraciones de
inertes, pero debido a las condiciones de mercado actual de gas natural los proveedores de
41
tecnología han desarrollado equipos que pueden tolerar altas concentraciones de inertes (algunos
afirman poder soportar hasta un 25% molar de dióxido de carbono). Lo anterior indica que el
endulzamiento del gas no es imperativo en el proceso, pues algunas alternativas pueden tolerar
estas altas concentraciones de CO2.
Las tecnologías de generación (ya sean motores o turbinas) exigen una presión y una
temperatura mínima de alimentación. La temperatura mínima exigida es de 50°F por encima de
la temperatura de rocío del gas. La condición termodinámica del gas es la que determina esta
temperatura de rocío. En cuanto mayor sea la composición de compuestos pesados, mayor será la
temperatura de rocío en el gas. Algunos proveedores de tecnología de generación (Siemens)
recomendaron reducir el contenido de hidrocarburos pesados (C5+) a menos del 2% molar,
factor que también se tendrá en cuenta en el análisis de alternativas. Esto hace que el retiro de
condensados sea necesario para poder utilizar este gas asociado como combustible para
generación eléctrica, pasando por un proceso de tratamiento.
Por lo descrito anteriormente, debido a las condiciones de alto contenido de hidrocarburos
pesados que posee el gas en cuestión es necesario reducirlos por medio de ciclos de compresión
y enfriamiento. Para esto se plantean alternativas que consideran compresiones, enfriamientos y
expansiones que hacen más eficiente dicha separación.
Como se mencionó anteriormente, el endulzamiento del gas no es estrictamente necesario,
sin embargo, en este documento se plantean las diferentes alternativas existentes en el mercado
para endulzar el gas y éstas serán analizadas posteriormente.
42
Una vez retirados los hidrocarburos pesados del gas, éste pasa a la etapa de endulzamiento.
Esta etapa no se requiere para las tecnologías de generación de energía que consideran la
utilización de motores o turbinas que pueden operar con una concentración volumétrica de CO2
mayor al 20%.
Con lo expuesto anteriormente, las alternativas para el proceso de tratamiento general de
este gas se presentan en el siguiente diagrama de bloques:
43
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44
Después que el gas se haya sometido al tratamiento requerido, se debe enviar hasta la planta
de generación donde el gas pasa a la etapa de combustión, ya sea en moto generador o en turbina
de generación.
10.2 Alternativas Generales para Retiro de Condensados
Para que el gas pueda ser utilizado en los motores, debe cumplir unas condiciones específicas
en términos de contenido de nitrógeno, dióxido de carbono, humedad, número de metano, etc.
Para retirar los hidrocarburos pesados en una corriente de gas, se debe aumentar la presión y
posteriormente disminuir la temperatura con el fin de retirar la mayor cantidad de condensados y
tener el gas disponible para la siguiente etapa de tratamiento.
Las condiciones de presión y temperatura que se requieren para retirar los condensados hasta
una concentración inferior al 2% molar de C5+ y obtener un gas con un LHV razonable,
dependen del origen y la composición inicial del gas a tratar. Para el caso especial del gas al
realizar unas corridas preliminares para reducción de hidrocarburos pesados se encontró que se
deben llevar la corriente hasta una presión entre 550 y 600 psig y la temperatura a menos de 60ºF
(288,7 K), (ver figura 4), teniendo en cuenta que se realiza el diseño con un factor de seguridad
del 10%.
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46
Tabla 8. Reducción de Compuestos pesados en el gas.
Parámetro Separador
GN-
condensados
Presión en el separador (psia) 545
Temperatura en el separador
(°F)
60
Q líquido (BPD) 2018
Q gas (MMSCFD) 8,164
% O2 (molar) 0,28%
% N2 (molar) 7,42%
% CO2 gas (molar) 24,67%
% CH4 gas (molar) 59,95%
% C2H6 gas(molar) 3,20%
% C3H8 (molar) 1,57%
% C4´s (molar) 0,93%
% pesados gas (C5+) (molar) 1,97%
Fuente: Simulación Software HYSYS
Esta simulación busca un estimado inicial de la compresión requerida para disminuir
significativamente los condensados para que el gas tratado quede con un bajo punto de rocío y
una concentración de hidrocarburos pesados (C5+) a menos del 2% molar (exigido por algunos
proveedores de motores reciprocantes). Además se debe obtener un gas con un poder calorífico
inferior razonable para la generación en motores y/o turbinas a gas.
47
Entre las alternativas para alcanzar estas condiciones en el gas se tiene un proceso de
compresión por etapas y un enfriamiento de la corriente mediante el proceso Joule Thompson
que incluye un enfriamiento inicial de la corriente por medio de un aeroenfriador, seguido de un
enfriamiento por intercambiador de calor gas/gas con la corriente de gas final. Después una
expansión adiabática, la corriente de gas disminuye su temperatura considerablemente para
ingresar a un separador de fases donde se obtiene el gas con contenido de condensados inferior al
2 % molar, y una temperatura de rocío, suficientemente baja para no tener que calentar
demasiado el gas en la entrada de la turbina. Ésta corriente final es la que se utiliza para enfriar la
corriente de entrada, antes de la expansión.
Para lograr dicha concentración de pesados en el gas por el proceso Joule Thompson, se
pueden evaluar diferentes alternativas que combinan la compresión de gas, la presión de
expansión y la disposición de los intercambiadores que aprovechan las condiciones
termodinámicas del gas expandido para enfriar el gas entrante a la válvula Joule Thompson.
Así mismo en el separador se obtiene una corriente líquida rica en hidrocarburos pesados
(C5+) que también se puede utilizar para realizar un enfriamiento en la corriente de entrada.
Otra de las alternativas para lograr la concentración de C5+ en la corriente de gas consiste en
la compresión de la corriente hasta la presión requerida, seguida de un proceso de enfriamiento
que puede ser con gas propano o con glicol.
48
Otra alternativa es el proceso de turbo-expander, proceso que se basa en la expansión Joule
Thompson descrita anteriormente. Este proceso reemplaza la válvula JT por una turbina de
expansión, en la que a medida que el gas se expande y le entrega trabajo al eje de la turbina. De
esta manera, la corriente de gas disminuye considerablemente su energía, y dependiendo de las
condiciones termodinámicas establecidas en el proceso, podrían obtenerse temperaturas más
bajas que en la expansión Joule Thompson. Adicionalmente, la energía generada por la turbina
puede ser aprovechada para una nueva compresión del gas después de la separación de pesados.
También se ha planteado el enfriamiento del gas utilizando un chiller, este proceso es
significativamente diferente a los dos expuestos anteriormente, pues en este caso se utiliza un
fluido externo (generalmente propano) para refrigerar el gas, el cual tiene su propio ciclo de
refrigeración. En este proceso el gas no sufre expansiones ni es utilizado en economizadores,
simplemente se enfría sin una pérdida de presión significativa, y se separa, lo que es ventajoso
para la separación, pues el gas está a una alta presión y una baja temperatura, condiciones
adecuadas para un mejor grado de separación. Sin embargo, esto implica el uso de una sustancia
adicional (como el propano u otro refrigerante), cuyo ciclo de refrigeración debe analizarse
energéticamente respecto de las opciones de los procesos Joule-Thompson y turboexpander
respectivamente.
En la tabla 11, se presenta el resumen de las alternativas de separación de compuestos
pesados consideradas.
49
Tabla 9. Alternativas de Separación de Pesados.
Alternativa DESCRIPCIÓN
1 Proceso Joule Thompson
2 Turbo Expander
3 Enfriamiento con refrigerante (Chiller)
Estas 3 alternativas deben ser sometidas a un análisis de sensibilidad y análisis financiero para
poder establecer parámetros de análisis suficientes que permitan seleccionar la alternativa más
adecuada.
En la tabla 13 se presentan las ventajas y desventajas de cada una de estas alternativas (estas
son características generales de los procesos).
50
Tabla 10. Comparación de las Alternativas consideradas para la Separación de Pesados.
ALTERNATIVA VENTAJA DESVENTAJA
ALTERNATIVA 1 El proceso es más
económico.
Se requiere grandes
relaciones de compresión y de
expansión, para poder obtener
temperaturas bajas y logar
mejores separaciones.
No hay pérdida de
energía en la expansión para el
proceso de separación.
Se requiere enfriar lo
máximo el gas previo a la
expansión (requiere más
cantidad de intercambiadores).
ALTERNATIVA 2 La expansión en la
turbina puede producir
temperaturas menores respecto
del JT.
Los turboexpanders
tienen un alto costo.
La energía de expansión
es aprovechable.
Normalmente este
proceso es técnico-
económicamente viable para
flujos superiores a 25 MMSCFD.
El gas a expandir no
requiere mayor enfriamiento
previo (requiere menos cantidad
de intercambiadores).
ALTERNATIVA 3 El gas no tiene pérdidas
de presión ya que no debe
expandirse.
Se requiere manejar un
fluido refrigerante.
Debido a la condición
termodinámica del gas el grado
de separación puede ser mejor.
El fluido adicional
requiere de su propio CICLO
refrigerante.
51
10.3 Alternativas para Endulzamiento de Gas Ácido
La presencia de gases ácidos en las corrientes de gas natural representa un contaminante que
puede generar problemas si el gas se va a utilizar como combustible. Esto se debe a que
disminuye el número de metano del gas (capacidad antidetonante análoga a octanaje de la
gasolina). Para el caso particular que se tiene en este proyecto, el gas está libre de sulfuro de
hidrogeno (H2S), pero la concentración de dióxido de carbono (CO2) es alta para un gas de baja
especificación como el que se desea aprovechar en la generación eléctrica (25% molar en el gas).
Se reitera que la remoción de dióxido de carbono en el gas no es algo imperativo de acuerdo
al barrido de tecnologías de generación actuales. Sin embargo, en el presente documento, se
plantean las opciones del mercado existentes para remover este gas ácido.
El método de separación más adecuado para un determinado gas depende del tipo de gas
ácido (CO2 y H2S), su concentración inicial y la concentración final deseada. En la figura 5, se
presenta un esquema guía de elección de alternativas de separación de gases ácidos.
52
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53
En la tabla 14 se presentan las alternativas planteadas para la remoción del CO2 en corriente
de gas que va a ser utilizada para generación eléctrica. Estas alternativas consideran una
reducción de CO2 desde un 25% molar hasta un 5% molar (80% de reducción):
Tabla 11. Alternativas de Endulzamiento de Gas Consideradas.
ALTERNATIVA DESCRIPCIÓN TECNOLOGÍA
COMERCIAL
PROPUESTA
1 Remoción de CO2 por un
proceso de absorción
química
Absorción con
Dietanolamina (DEA)
2 Remoción de CO2 por un
proceso de absorción física
con solvente
Absorción con Selexol
3 Remoción de CO2 usando
membranas selectivas
Prosep. Separex (UOP)
En la tabla 14 se presentan las ventajas y desventajas de cada una de las alternativas.
54
Tabla 12. Comparación entre las Alternativas de Endulzamiento Planeadas.
Fuente: Experto en tratamiento de gas
ALTERNATIVA VENTAJA DESVENTAJA
ALTERNATIVA 1 Pocas pérdidas por
evaporación de solución.
Alta demanda energética.
Las pérdidas de
hidrocarburo del gas son muy
bajas.
Las altas concentraciones de
la amina son corrosivas.
La caída de presión
en el gas es baja.
La eficiencia de remoción no
es alta, por lo que se requieren flujos
de solución.
El solvente puede degradarse
por reacciones químicas adversas.
ALTERNATIVA 2 Puede remover altas
concentraciones de gas ácido.
El solvente tiene compuestos
químicos inflamables.
Es muy selectivo
hacia el CO2.
Alta demanda energética.
La corrosión es baja. Alta absorción de
hidrocarburos.
ALTERNATIVA 3 La demanda
energética es mínima.
Las caídas de presión son
altas.
No implica
compuestos adicionales que
pueden ser tóxicos o
inflamables.
Hay pérdida de hidrocarburo.
Puede remover
grandes cantidades de CO2.
Las membranas
pueden tener un tiempo de
operación continuo de hasta
5 años.
55
11 Análisis De Alternativas De Generación
En la unidad de generación, el gas tratado ingresa como combustible a uno o varios motores
o a una turbina de gas, los cuales se encargan de accionar el generador para producir la energía
eléctrica.
Para este proyecto se van a analizar 2 alternativas de generación, alternativa A1 con Motores
reciprocantes a gas tipo 1, y alternativa A2 con turbina (s) Aero derivada, apta (s) para quemar
gas combustible con más del 20% en volumen de dióxido de carbono, configurado en ciclo
simple.
Las alternativas analizadas se basan en la calidad del gas que se tiene disponible, para casos
futuros de otras estaciones u o plantas la calidad del gas será la principal variable para tener en
cuenta a la hora de escoger el tipo de tecnología para generar y para tratar el gas
Se consideran motores de dos marcas comerciales:
A.1 Motores MWM TCG-2020-V20 – Ciclo simple
A.2 Turbina Siemens SGT-400 – Ciclo simple
Se toman como base las características de cada equipo sin sobredimensionar el escenario y
que estén en iguales condiciones.
56
Tabla 13. Comparación de Desempeño de Alternativas de generación eléctrica
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Set-Simple
Cycle
20 0.5 10 > 20%
Molar
40000 900 95%-
100%
0.9
A2 Turbina
SIEMENS
SGT-400-
Simple Cycle
2 5 10 > 20%
Molar
22000 444.6 55% 0.5
De acuerdo a los resultados obtenidos se concluye que:
El número de unidades de la alternativa con motor es considerablemente mayor en
referencia a la turbina por lo que la construcción civil se hace más compleja y más
costosa debido a la extensión en área a utilizar
La cantidad de equipos de la alternativa con motor hace que la operación tenga mayor
confiabilidad debido a la salida por mantenimiento o falla de uno de los equipos no
afectaría considerablemente la generación.
La potencia neta generada por la alternativa con motor es mucho más eficiente en
referencia a la alternativa con la turbina superando así en un 45% la energía generada
57
11.1 Análisis de Alternativas de Generación Eléctrica
El análisis de las alternativas de generación eléctrica se hace a partir de la tabla 15 que
permite comparar desempeños.
Tabla 14. Alternativa A1 y alternativa A2 motor y turbina con contenido de CO2 en gas
combustible >20%.
ALTERNATIVA VENTAJAS DESVENTAJAS
A1: (20 Motores
MWM TCG )
Mayor flexibilidad de
operación, por la cantidad de equipos
operando.
Por requerir 20 motores, se
necesita mayor espacio en la ubicación
de los equipos.
Se obtiene una energía neta
generada de 40 MW que corresponde
a 18 MW más que la energía
generada por dos (2) turbinas
A2 Turbina
SIEMENS SGT-
400-Simple Cycle
Ocupan menos espacio que
20 motores.
Es 45% menos eficiente que a
la alternativa 1
Tiene menos requerimientos
de potencia auxiliar para su
funcionamiento.
11.2 Conclusiones Sobre la Generación
Debido a las características y análisis anteriormente mencionadas la mejor opción a la hora
de generar energía eléctrica es la alternativa A1 que contempla Motores reciprocantes a gas tipo
1 ya que la eficiencia es muy superior a la opción de generar mediante turbinas.
58
12 Estimación de viabilidad
12.1 Evaluación Financiera
El presente numeral describe los aspectos relacionados con la evaluación financiera para la
utilización del gas residual como gas para la generación energética con el objetivo principal de
que no se siga comprando energía del sistema nacional, el análisis económico contemplará solo
el escenario en el cual se entrega el gas a un tercero para que venda la energía.
El análisis financiero desarrollado consistió básicamente en fijar una tarifa de compra de
energía eléctrica del centro de generación, para determinar cuál debería ser el precio del pago, el
precio de compra de energía fijado es de 120 pesos que son los costos que se tienen
contemplados actualmente para la generación eléctrica suministrada por un tercero utilizando el
gas residual disponible, el precio actual de compra a la red nacional es de 310 pesos.
La inversión inicial para dejar el gas en condiciones de requerimientos de calidad del
sistema de generación se estima en los ahorros de la diferencia entre las tarifas del primer año.
Estos costos contemplan: compra terrenos, adecuación de terrenos, conexiones eléctricas,
tubería, ingeniería conceptual, básica y de detalle, gestorías técnica, administrativa,
interventorías, imprevistos, equipo de comisionamiento entre otros.
A continuación se presentan las suposiciones del proyecto basadas en datos reales de la
industria, los cuales pueden variar de acuerdo con el precio del barril de crudo entre otros.
59
Tabla 15. Consideraciones para el proyecto
SUPOSICIONES
Inflación anual estimada 3,00%
Tasa de Interés Industria Petrolera 11,10%
Inversión Inicial (dejar gas en especificaciones, ingeniería, acondicionamiento
terrenos, etc) equivale a la diferencia de los ahorros del primer año
$ 2.774.010.220
Término de fijación del contrato para tarifa de 120 por kWh GENERADO 10 AÑOS
De acuerdo con los datos anteriormente descritos, en la tabla 18 se presentan los flujos de
dinero entre tarifas.
60
Tabla 16. Flujos de dinero entre tarifas
BALANCE
ENERGETICO
COSTOS COMPRA RED
ELÉCTRICA NACIONAL 40 MWh
COSTOS POR
AUTOGENERACIÓN 40
MWh
ITEM TOTAL
CONS
UMO
DIARI
O
(kWh)
COST
O
(kWh)
EN
PESOS
POR
COMP
RA
COSTO DIA
(COP)
COSTO
AÑO (COP)
COST
O
(kWh)
EN
PESOS
AUTO
GENE
RACIÓ
N
COSTO
DÍA
(COP)
COSTO
AÑO
(COP)
AHORROS /
AÑO
Bombas de
Inyección
de químicos
706,7 310 219.088 79.967.274 120 84.808 30.955.074 49.012.200
Tracing de
Calentamie
nto Líneas
3000,0 930.000 339.450.000 360.000 131.400.000 208.050.000
Tracing de
Calentamie
nto
Tanques
1200,0 372.000 135.780.000 144.000 52.560.000 83.220.000
Sistema de
Bombeo
PCP
28269,5 8.763.537 3.198.690.947 3.392.337 1.238.202.947 1.960.488.000
Bombas de
Inyección
de Agua
706,7 219.088 79.967.274 84.808 30.955.074 49.012.200
Bombas de
Tratadores
706,7 219.088 79.967.274 84.808 30.955.074 49.012.200
Bombas de
API
628,2 194.745 71.082.021 75.385 27.515.621 43.566.400
Bombas de 2826,9 876.354 319.869.095 339.234 123.820.295 196.048.800
61
Despacho
Bombas
Tratamient
o de Agua
1130,8 350.541 127.947.638 135.693 49.528.118 78.419.520
Bomba
Contra
incendios
Eléctrica
471,2 146.059 53.311.516 56.539 20.636.716 32.674.800
Bomba
Contra
incendios
Jockey
353,4 109.544 39.983.637 42.404 15.477.537 24.506.100
TOTAL 40000 12.400.046 4.526.016.675 4.800.018 1.752.006.455 2.774.010.220
El total de dinero ahorrado al año calculado de la diferencia entre la compra de energía (40MWh
/ día) con las tarifas mencionadas es de 2.774.010.220 Millones de pesos.
De acuerdo con los flujos del proyecto durante un periodo de 10 años, en la tabla 19 se
presenta el cálculo del VALOR PRESENTE NETO (VPN) y de la TASA INTERNA DE
RETORNO (TIR).
62
Tabla 17. Cálculo Valor Presente Neto (VPN) y Tasa Interna de Retorno (TIR)
CONTRATO A 10 AÑOS
AÑO FLUJO EFECTIVO (COP) VP (COP)
0 -2.774.010.220 -2.774.010.220
1 2.857.230.527 2.571.764.650
2 2.942.947.442 2.384.264.257
3 3.031.235.866 2.210.434.010
4 3.122.172.942 2.049.277.255
5 3.215.838.130 1.899.870.002
6 3.312.313.274 1.761.355.628
7 3.411.682.672 1.632.939.961
8 3.514.033.152 1.513.886.732
9 3.619.454.147 1.403.513.352
10 3.728.037.771 1.301.186.996
VPN 15.954.482.625
TIR 105,90%
13 Análisis De Sensibilidad De Entrada O Construcción De La Infraestructura
Para la construcción de las facilidades requeridas para la generación energética a partir del gas residual se
analizó el escenario de crecimiento modular con el fin de establecer los tiempos en los cuales las
facilidades deberán ser construidas para lo cual a continuación se presenta la tabla resumen del análisis de
crecimiento modular.
Tabla 18. Plan De Crecimiento Modular De facilidades
63
Plan De Crecimiento Modular De facilidades
ITEM CANTIDAD (#)
POTENCIA
Motor (hp)
POTENCIA
Eléctrica
POTENCIA
Electrica
TOTAL CONSU
MO DIARIO (kWh)
Requerimiento de equipos Plan a 1 año
ENTRADA GENERACION
por equipo (kW)
total (kW)
1 trimest
re
2 trimest
re
3 trimest
re
4 trimest
re
Bombas de Inyección
de químicos
10 5 3,9 39,3 707 5 5 DEACUERDO A LA
ALTERNATIVA SELECCIONADA PARA ESTE PROYECTO , QUE ES LA
ALTERNATIVA NUMERO 1 MOTORES
RECIPROCANTES A GAS, LA ENTRADA DE
LA GENERACION RECOMENDADA ES QUE SE ARME TODO EL PAQUETE
DE GENERACION
DEBIDO A QUE ESTO
REQUIERE DE MODIFICACIONES CIVILES LAS CUALES NO PUEDEN
SER MODULARES, Y EL TIEMPO
DE EJECUSION ES MUY CORTO COMO PARA
VER BENEFICIOS
ECONOMICOS POR
COMPRAR EQUIPOS EN
FUNCION DEL TIEMPO
Tracing de Calentamiento Líneas
5 100 500 3000 2 3
Tracing de Calentamie
nto Tanques
2 100 200 1200 1 1
Sistema de Bombeo
PCP
25 80 62,8 1570,5 28270 7 6 6 6
Bombas de Inyección de Agua
1 50 39,3 39,3 707 1
Bombas de Tratadores
1 50 39,3 39,3 707 1
Bombas de API
1 80 62,8 62,8 628 1
Bombas de Despacho
1 300 235,6 235,6 2827 1
Bombas Tratamiento de Agua
8 15 11,8 94,2 1131 4 4
Bomba Contra
incendios Eléctrica
1 300 235,6 235,6 471 1
Bomba Contra
incendios Jockey
1 30 23,6 23,6 353 1
TOTAL 40000
64
13.1 Conclusiones de la sensibilidad de entrada de facilidades
De acuerdo al análisis de sensibilidad desarrollado y debido a que es una campaña de perforación
que se desarrolla en muy poco tiempo obteniéndose los resultados de producción a corto plazo,
se concluye que la entrada de las facilidades deberá ser de manera paqueteada con el fin de
ahorrar por economía de escala y disminuir riesgos y costos en contratación, ejecución, cambios
de personal de ejecución de obras, obras civiles etc.
Adicionalmente debido a que el plan de perforación se va a desarrollar sobre la misma formación
productora actual no se esperan variaciones en la calidad del gas, lo que hace que se disminuya el
riesgo en la alternativa de escoger el sistema más óptimo para la generación.
14 Aspectos Ambientales del Proyecto
Los impactos ambientales en la generación de energía eléctrica involucran la identificación de
las diferentes formas de generar la electricidad, ya sea por medio de combustibles fósiles o por
medio de energías renovables como eólica, solar, y su caracterización de emisiones teniendo en
cuenta su ciclo de vida para consumir los diferentes recursos que necesite o para su construcción.
Las emisiones atmosféricas de Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4) y Óxido Nitroso
(N2O) nos brindan una alarma sobre los impactos ambientales que crean, contribuyendo al
65
calentamiento global, estas emisiones comúnmente nombradas como CO2 equivalente (GEI),
nos brindan un escenario del impacto de la generación energética a través del calentamiento
global.
A continuación compararemos el impacto de la generación de GEI del proyecto vs otros tipos de
generación eléctrica, ver figuras 6 – 7 – 8 Emisiones GEI inherentes a la producción de energía
eléctrica.
Figura 6. Emisiones de CO2 inherentes a la producción de energía eléctrica.
Fuente Impactos ambientales de la generación de electricidad.
66
Figura 7. Emisiones de SO2 inherentes a la producción de energía eléctrica.
67
Figura 8. Emisiones de NOX inherentes a la producción de energía eléctrica.
Fuente Impactos ambientales de la generación de electricidad.
Como se muestra en las figuras anteriores, la variación de las emisiones de GEI resultantes de los
diferentes procesos de producción de 1 kWh (dados en función del poder calorífico inferior del
combustible), son definitivamente apreciables.
La generación de electricidad procedente de las tecnologías convencionales tienen los mayores
niveles de emisiones de CO2 (valor medio de 625,63 g/kWh), con la excepción de la energía
nuclear (26,68 g/kWh). La fuente de energía que menos GEI libera a la atmósfera es la mini-
hidráulica (12,62 g/kWh), seguido de igual forma por la energía eólica (25,02 g/KWh).
La combustión de crudo de petróleo tiene las mayores emisiones de SO2 (6,81 g/kWh) y la
hidroenergía es la tecnología que menos SO2 vierte a la atmósfera (0,02 g/kWh), seguido de la
energía geotérmica (0,06 g/kWh) y eólica (0,08 g/kWh).
En cuanto a la generación de NOx, la combustión del gasóleo tiene el valor más alto de emisión
NOx (12,30 g/KWh). Contrariamente, la hidroenergía es la tecnología que menos emisiones
NOx vierte a la atmósfera durante su ciclo de vida (0,01 g/kWh), seguido de la energía eólica
(0,04 g/kWh)
En conclusión, las tecnologías de origen renovable reducen los efectos ambientales asociados al
calentamiento global y contaminación ambiental en aplicaciones de generación de electricidad:
68
principalmente la minihidráulica, eólica y solar fotovoltaica. Estas tecnologías se pueden
considerar limpias en comparación con las de origen fósil.
Para nuestro caso de estudio observamos que el gas natural es el combustible fósil con menor
impacto medioambiental de todos los utilizados, tanto en la etapa de extracción, elaboración y
transporte, como en la fase de utilización, pero muy por encima de la generación de GEI que
cualquier energía denominada renovable.
A continuación se presenta el cálculo del factor de emisiones de CO2 equivalente por consumo
eléctrico mensual, usando la calculadora ambiental de ECOPETROL S.A.
Con un consumo energético promedio de 40 MWh / día se producen aproximadamente 229.3
toneladas CO2 al año.
Teniendo en cuenta que nuestro caso de estudio para la generación utilizaría 10 MMSCFED
logrando generar aproximadamente 40 MWh / día, se lograría una disminución en la generación
de CO2 de aproximadamente 229 ton CO2 al año por concepto de generación con el gas
disponible, teniendo en cuenta que este gas es quemado constantemente y que se dejaría de
comprar energía al sistema energético nacional.
69
15 Conclusiones
Con la alternativa A.1 Motores MWM TCG-2020-V20 – Ciclo simple Se obtiene una
energía neta generada de 40 MW que corresponde a 18 MW más que la energía generada
por dos (2) turbinas, siendo esta la mejor alternativa para generar en el caso estudiado.
Con la alternativa A.1 Motores MWM TCG-2020-V20 – Ciclo simple se tiene mayor
flexibilidad de operación, por la cantidad de equipos operando.
El número de unidades de la alternativa con motor es considerablemente mayor en
referencia a la turbina por lo que la construcción civil se hace más compleja y más
costosa debido a la extensión en área a utilizar
De acuerdo con los resultados del análisis financiero se obtiene una TIR de 105.9% la
cual es bastante alta, lo que hace que el proyecto sea rentable y poco sensible a los
cambios de tasas de interés, esto debido a que los costos asociados al combustible son
despreciables.
Al utilizar el gas residual para generar energía, se contribuye al mejoramiento del medio
ambiente, ya que este gas normalmente es quemado y al generar energía con él, se deja de
comprar ésta al Sistema Interconectado Nacional y se minimiza la contaminación
generada por la quema del gas.
La generación de energía eléctrica a partir del gas residual es una alternativa para reducir
los costos de levantamiento en cualquier campo donde se pueda reproducir lo
desarrollado en este proyecto, debido a que se reducen los costos de compra de la energía
al Sistema Interconectado Nacional
El presente estudio podrá servir como referencia para un caso de estudio de generación de
cualquier planta u o estación en la industria petrolera, pero se deberá tener en cuanta
principalmente sobre la disponibilidad del gas en volumen en función del tiempo y su
70
caracterización (cromatografía) ya que estos 2 aspectos son los más relevantes a la hora
de dejar el gas en especificaciones para generación y determinar cuál o cuáles
subprocesos son lomas adecuados y económicos para el proceso de generación.
71
16 Referencias Bibliográficas
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http://www.coalinfo.net.cn/deutz/eng/Doku/TCG2020.pdf
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de ingeniería de proceso de la unidad de gestión de conocimiento y tecnología corporativo
de normas y estándares código cne ECP-CNE-P-PRO-MT-001”
Ecopetrol (11 diciembre del 2012). Desarrollo de ingeniería conceptual para el aprovechamiento
de gas Chichimene.
Engineering Data Book Fps. (2004) Published as a service to the gas processingand related
process industries by the Gas Processors Suppliers Association . Version Volumes I & II
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engines-gensets-cogeneration/gas-engines-power-generators/gas-engine-tcg-2020/
MWM. (2015). Specifications and Service Intervals - TCG 2020 / TCG 2020 K. Recuperado de
http://www.mwm.net/mwm-chp-gas-engines-gensets-cogeneration/gas-engines-power-
generators/gas-engine-tcg-2020/specifications-and-service-intervals-tcg-2020-tcg-2020-k/
Sanclemente. A. J.(octubre 15 de 2002) Diseño y Operación de Unidades para Procesamiento de
Gasy aplicaciones de Simulación de Procesos Escuela de Ingeniería de Petróleos
Bucaramanga
72
Siemens (sf) SGT-400 Industrial Gas Turbine. Recuperado de.
http://www.energy.siemens.com/mx/pool/hq/power-generation/gas-turbines/SGT-
400/Brochure%20Gas%20Turbine%20SGT-400%20for%20Power%20Generation.pdf
Impactos ambientales de las tecnologías de generación eléctrica. Recuperado de
http://latinoamericarenovable.com/wp-content/uploads/2015/08/Impactos-ambientales-de-
las-tecnolog%C3%ADas-de-suministro-el%C3%A9ctrico.pdf
Plantas de procesamiento del gas natural Recuperado de
https://es.wikipedia.org/wiki/Plantas_de_procesamiento_del_gas_natural
Impacto ambiental en la producción de energía eléctrica Recuperado de
http://bibliotecadigital.univalle.edu.co/bitstream/10893/1280/6/Impacto%20Ambiental%20e
n%20la%20Produccion%20de%20energia%20Electrica.pdf
Siemens. (2002) Gas Turbine SGT-400. Recuperado de
http://www.energy.siemens.com/hq/en/fossil-power-generation/gas-turbines/sgt-400.htm
Calculo Huella de carbón Recuperado de
http://www.ecopetrol.com.co/especiales/calculadoraAmbiental/co2.html
73
Anexo A
Descripción y Caracterización del Área
A continuación se presentan las características del campo y zona donde se evalúa el proyecto, no
se va a tener en cuenta el nombre específico de esta zona, para no generar falsas expectativas a
terceros, para tal fin se le llamará a la zona “Campo A”
Relieve:
El 50% del municipio es montañoso, pertenece a la cordillera oriental (Serranía de los
Motilones) con terrenos quebrados y de clima frío. El restante es superficialmente plano y de
clima cálido. Por lo anterior, se puede dividir el territorio en dos sectores:
Zona alta:
Corresponde a la región Andina Oriental, siendo el relieve bastante accidentado, en el que
predominan los bosques de cordillera y de colina. Posee algunas extensiones en dirección al
Valle con características desérticas.
Zona Plana:
Aunque accidentada y algo quebrada, tiene bosques naturales y terrenos propios para las
labores agrícolas y ganaderas, con un relieve suavemente ondulado y plano, definido como zona
cálida, húmeda y seca.
74
Clima
Posee uno de los mejores climas del país, Tiene tres pisos térmicos: frío, templado y
caliente.
Clima frío: en las cumbres de las montañas de la cordillera oriental con temperatura
media que varía entre los 10ºC y los 15ºC.
Clima templado: en su área urbana con temperaturas entre los 18ºC y los 25ºC.
Clima caliente, húmedo y seco: en la región plana, zona rural, donde la temperatura
oscila entre los 28ºC y los 37ºC.
Potencial Hídrico
Tiene un importante potencial hídrico, pues su relieve permite la formación de cañadas y
quebradas que lo hacen rico en almacenamiento de agua (reservorios y pequeñas lagunas).
Constituyen su hidrografía dos cuencas: una que entrega las aguas a la vertiente del río
Catatumbo y la otra que entrega sus aguas a los ríos Lebrija y Magdalena.
Economía
La economía de la zona se basa prácticamente en la agricultura, la ganadería, el comercio a
baja escala y la administración pública.
La dinámica económica corresponde al sector agropecuario.
75
Agricultura
La actividad agropecuaria presenta moderada rotación de actividades, variando de cultivos a
potreros y viceversa, principalmente sobre la zona plana se desarrollan cultivos en gran escala,
algo tecnificados, de maíz, siembra de yuca y frutales como papaya y mango, entre otras.
En la zona alta se presentan cultivos transitorios de cebolla, tomate, fríjol, hortalizas, café y
yuca en menor escala, los suelos son de baja productividad y requieren de abonos. La agricultura
orgánica puede tener buenas alternativas de desarrollo.
Demografía
La población del municipio mantiene una mínima tendencia a la baja, de acuerdo con las
proyecciones del DANE (ver Tabla 1). Ésta contiene información por grupos de edades, lo que
permite el análisis para determinar coberturas de los diferentes programas que se desarrollan en
el municipio.
76
Tota
lH
om
bre
sM
uje
res
Tota
lH
om
bre
sM
uje
res
Tota
lH
om
bre
sM
uje
res
Tota
lH
om
bre
sM
uje
res
Tota
l14
.319
7.
408
6.
911
14.3
00
7.39
6
6.80
4
14
.273
7.
383
6.
890
14.2
48
7.36
9
6.87
9
0-4
1.44
2
74
1
70
1
1.41
7
72
5
69
2
1.39
5
71
3
68
2
1.37
4
70
2
67
2
5-9
1.49
0
78
1
70
9
1.43
9
75
2
58
7
1.39
8
73
0
66
8
1.36
5
71
1
65
4
10-1
41.
647
882
765
1.
583
843
740
1.
517
806
711
1.
455
769
686
15-1
91.
553
844
709
1.
569
854
715
1.
565
853
712
1.
541
838
703
20-2
41.
175
626
549
1.
212
648
564
1.
248
670
578
1.
286
694
592
25-2
91.
003
522
481
98
1
514
467
97
6
513
463
98
6
521
465
30-3
496
6
490
476
97
9
498
481
97
5
497
478
96
2
493
469
35-3
992
2
467
455
88
9
451
438
87
2
442
430
86
9
440
429
40-4
491
4
463
451
93
5
474
461
93
9
475
464
92
8
469
459
45-4
971
0
363
347
73
3
374
359
75
8
387
371
78
8
401
387
50-5
459
1
302
289
60
3
308
295
61
5
315
300
63
2
323
309
55-5
950
2
253
249
51
2
259
253
52
5
267
258
53
8
274
264
60-6
442
4
207
217
43
4
213
221
44
1
217
224
44
9
222
227
65-6
935
2
169
183
36
1
174
187
37
0
179
191
37
5
181
194
70-7
427
6
131
145
28
3
134
149
28
8
135
153
29
0
137
153
75-7
917
4
83
91
18
6
88
98
19
9
94
105
21
0
99
111
80 Y
MÁ
S17
8
84
94
18
4
87
97
19
2
90
102
20
0
95
105
2008
2009
2010
2011
Tab
la 1
9.
Info
rmac
ión p
or
gru
pos
de
edad
es.
Fu
ente
: D
AN
E
77
Definición de las Bases de Diseño
Actualmente se calcula que el consumo energético de la planta de producción a analizar y
los pozos que son aledaños es de en unos 40 MWh / DÍA, con lo cual a un costo aproximado de
310 pesos el kWh arroja costos que pasan los 12.4 millones de pesos al día. Con lo cual, este
proyecto de ser viable, conlleva a una oportunidad de réplica en cualquier estación petrolera que
tenga similitud.
Por tal motivo y viendo la oportunidad estratégica de mejora de costos, se presentó la
viabilidad técnico económica para el aprovechamiento de gas residual (el cual es el gas que viene
asociado al petróleo pero que no tiene ninguna comercialidad debido a que montar
infraestructura para su comercialización y tratamiento es más costoso que su producción), para
generar energía. Con ésta se espera satisfacer la demanda energética parcial o total de la planta
de producción, contribuyendo así a la disminución de costos por consumo.
Las bases de diseño definen los datos generales utilizados en el proyecto, y definen las premisas
sobre las cuales se va a desarrollar la evaluación del proyecto, a continuación se presentan:
Gas disponible para autogeneración 10 MMSCFD.
Consumo energético del campo A 40 MWh / día.
Factor conversión energética de gas a energía eléctrica aproximadamente 1 MMSCFD =
4 MWh / día.
78
Se analizarán dos tecnologías de generación eléctrica: en función de sus características de
manera general, Generación eléctrica con Motores de combustión interna a gas y generación con
turbinas a gas.
A continuación se presentan los criterios generales, basados en la experiencia y consultas
con el asesor experto en sistemas de generación eléctrica.
El gas a utilizar en la generación eléctrica requiere una caracterización que permita
seleccionar el mejor motor de combustión interna o turbina para dichas condiciones.
El número de metano no podrá superar los valores límites de los fabricantes.
El máximo contenido de hidrógeno en el gas no podrá superar el 12% en volumen.
Dependiendo de la tecnología de generación, los valores de los compuestos del gas C4 y
C5 en el gas no deberán superar el 7 y 2% del total de la mezcla, respectivamente.
La temperatura de entrada del gas al motor/turbina deberá estar al menos 50 °F (283.15
K) por encima de la temperatura de rocío de los hidrocarburos.
La presencia de contaminantes del gas (compuestos de azufre, silicio) determinarán el
uso o no de catalizadores.
Otros valores de componentes o contaminantes del gas deberán ser revisados frente a los
valores límites de los fabricantes.
En ningún caso el gas que entra a la planta de generación podrá contener líquidos.
Las emisiones máximas permisibles por los equipos de generación serán las establecidas
por la reglamentación Colombiana.
79
La planta de generación deberá contar con un sistema de adecuación del gas que permita
obtener las condiciones requeridas por la tecnología de generación a emplear.
Las condiciones de presión y temperatura del gas deberán ser controladas a todo lo largo
del proceso, durante su tratamiento y en su posterior traslado hacia la planta de
generación.
Antecedentes
Actualmente el Campo A tiene 25 pozos activos, todos con levantamiento mediante unidad
de bombeo de cavidades progresivas PCP, de los cuales 5 tienen instalado un “tracing” de
calentamiento el cual está encendido durante aproximadamente 6 horas al día, toda la producción
de crudo, gas y agua, ingresa a la estación A, que dentro de su infraestructura tiene: sistemas de
recolección, tratamiento, almacenamiento y despacho de crudo y agua.
De acuerdo con los potenciales de producción se tienen disponibles 10 MMSCFD para
autogeneración con lo cual se espera cubrir el 80% de la demanda energética de la estación. En
la siguiente tabla se muestran los equipos instalados actualmente con su potencia y tiempo de uso
diario.
80
Tabla 20. Equipos Instalados.
ITEM CANTIDAD
(#)
POTENCIA
Motor (hp)
POTENCIA
Eléctrica por
equipo (kW)
Tiempo de
Uso / Día
(horas)
Bombas de Inyección de
químicos
10 5 3,9 18
Tracing de Calentamiento
Líneas
5 100 6
Tracing de Calentamiento
Tanques
2 100 6
Sistema de Bombeo PCP 25 80 78,5 18
Bombas de Inyección de Agua 1 50 39,3 18
Bombas de Tratadores 1 50 39,3 18
Bombas de API 1 80 62,8 12
Bombas de Despacho 1 300 235,6 12
Bombas Tratamiento de Agua 8 15 11,8 12
Bomba Contra incendios
Eléctrica
1 300 235,6 2
Bomba Contra incendios
Jockey
1 30 23,6 18