EVALUACIÓN TÉCNICO FINANCIERA DE LA VIABILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA QUE PERMITA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL CAMPO ORITO, PUTUMAYO

CAROLINA ALVARADO SÁNCHEZ JUAN CARLOS VALLEJO JIMÉNEZ

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C

2019

EVALUACIÓN TÉCNICO FINANCIERA DE LA VIABILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA QUE PERMITA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL CAMPO ORITO, PUTUMAYO

CAROLINA ALVARADO SÁNCHEZ JUAN CARLOS VALLEJO JIMÉNEZ

Proyecto integral de grado para optar por el título de INGENIERO DE PETRÓLEOS

Director BENJAMÍN ALEXIS GARAVITO LINARES

Ingeniero de Petróleos

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C

2019

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Nota de aceptación

Ing. Nelson Fernández Barrero

Ing. Angie Tatiana Ortega Ramírez

Bogotá D.C, agosto de 2019

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DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD

Presidente Institucional y Rector del Claustro

Dr. MARIO POSADA GARCÍA PEÑA

Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos

Dr. LUIS JAIME POSADA GARCÍA PEÑA

Vicerrectora Académica y de Posgrados

Dra. ANA JOSEFA HERRERA VARGAS

Decano Facultad de Ingenierías

Ing. JULIO CESAR FUENTES ARISMENDI

Director del Programa de Ingeniera de Petróleos

Ing. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ ESPARZA

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Las directivas de la Fundación Universidad de América, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento, estas corresponden únicamente a los autores.

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DEDICATORIA A mis papás Gina y Luis Eduardo, por guiarme en mi etapa universitaria, por todos los consejos que me dieron y por el amor incondicional que me brindaron cada vez que me veían dudar de mis capacidades. A mi hermana Melisa de la cual he aprendido que el esfuerzo en la vida si trae recompensas, porque ha sido mi ejemplo a seguir y me ha llenado de alegría los días que pasamos juntas aprendiendo la una de la otra. A mis amigos, los motivadores de grandes felicidades, me ayudaron a ver la vida con una nueva perspectiva y he aprendido mucho de cada uno de ellos.

Carolina Alvarado Sánchez

7

DEDICATORIA A mis padres Carlos Arturo y Sandra, quienes con su amor y apoyo incondicional han logrado enseñarme a ser cada día una mejor persona, a luchar siempre por lo que quiero y a nunca desistir sin importar las circunstancias. A mi abuela Rosalba, que durante toda la vida me ha brindado su mano y me ha dado su amor sin esperar nada a cambio. A mis amigos, quienes de diferentes maneras han aportado a lo que he llegado a ser, enseñándome a ver la vida siempre con una sonrisa.

Juan Carlos Vallejo Jiménez

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AGRADECIMIENTOS Agradecemos a todos y cada uno de los docentes que nos ayudaron a forjarnos como profesionales, guiándonos en esta etapa tan importante de nuestras vidas. De igual manera a nuestros profesores orientadores, principalmente a la profesora Adriana Henao por guiarnos en la construcción del proyecto brindándonos su conocimiento, tiempo y apoyo. A nuestro director, el ingeniero Benjamín Garavito por ayudarnos con el proyecto de grado y brindarnos su confianza para cumplir todos los objetivos propuestos.

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CONTENIDO

pág.

RESUMEN ....................................................................................................................... 20 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 21 OBJETIVOS .................................................................................................................... 22

1. GENERALIDADES DEL CAMPO .................................................................. 23 1.1 HISTORIA DEL CAMPO ................................................................................ 23 1.2 LOCALIZACIÓN ............................................................................................ 23 1.3 MARCO GEOLÓGICO................................................................................... 26 1.3.1 Columna estratigráfica.. .............................................................................. 26 1.3.2 Estratigrafía. ................................................................................................ 27 1.3.2.1 Formación Motema.. .................................................................................... 27 1.3.2.2 Formación Caballos. .................................................................................... 27 1.3.2.3 Formación Villeta. ........................................................................................ 27 1.3.2.4 Formación Rumiyaco.. ................................................................................. 27 1.3.2.5 Formación Pepino. ....................................................................................... 28 1.3.3 Geología del petróleo................................................................................... 28 1.3.3.1 Roca Generadora. ........................................................................................ 28 1.3.3.2 Roca Reservorio.. ......................................................................................... 28 1.3.3.3 Roca sello. .................................................................................................... 29 1.3.3.4 Trampa. ......................................................................................................... 29 1.4 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL CAMPO ORITO ................... 29 1.4.1 Método de producción. ................................................................................ 32 1.4.2 Características del Yacimiento. .................................................................. 32 1.5 GENERALIDADES DEL GAS NATURAL ..................................................... 33 1.5.1 Composición del Gas Natural. .................................................................... 33 1.5.2 Clasificación del gas natural. ...................................................................... 34 1.5.2.1 Clasificación de acuerdo a su origen. ........................................................ 34 1.5.2.2 Clasificación de acuerdo a su composición química. ............................... 35 1.6 CARACTERIZACIÓN DEL GAS PRODUCIDO EN CAMPO ORITO ............. 36

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE LA GENERACIÓN Y DE ENERGÍA ELÉCTRICA 39 2.1 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................... 41 2.1.1 Central hidroeléctrica. ................................................................................. 41 2.1.2 Centrales eólicas. ......................................................................................... 41 2.1.3 Centrales fotovoltaicas. ............................................................................... 42 2.1.4 Central Termoeléctrica. ............................................................................... 42 2.1.4.1 Central térmica a vapor. .............................................................................. 43 2.1.4.2 Centrales térmicas a gas. ............................................................................ 47 2.1.4.3 Turbinas de gas. ........................................................................................... 47 2.1.4.4 Centrales térmicas de ciclo combinado. .................................................... 50

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3. VARIABLES QUE INFLUYEN EN EL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL CAMPO ORITO .................................................................................. 52 3.1 SITUACIÓN ENERGÉTICA ACTUAL DEL CAMPO ORITO ......................... 52 3.1.1 Funcionamiento de generadores eléctricos diésel. ................................... 56 3.1.2 Operación de los motores diésel. ............................................................... 56 3.1.3 Características técnicas de grupos electrógenos del Campo Orito. ........ 56 3.2 CONSUMO DE COMBUSTIBLE ESTIMADO DEL CAMPO .......................... 58 3.3 VARIABLES TÉCNICAS CRÍTICAS DE ELECTRIFICACIÓN ....................... 59 3.3.1 Capacidad de Autogeneración a partir del gas. ......................................... 60 3.3.2 Consumo de energía. ................................................................................... 61 3.3.3 Distribución eléctrica de la facilidad. ......................................................... 62 3.3.4 Proceso de compra de combustible diésel. ............................................... 62 3.3.5 Autogeneración de energía. ........................................................................ 63 3.3.6 Flexibilidad del combustible. ...................................................................... 63

4. DISEÑO METODOLÓGICO DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS DE APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO DEL CAMPO ORITO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. ...................................... 64 4.1. SELECCIÓN TEÓRICA DE APROVECHAMIENTO PARA EL GAS ASOCIADO ..................................................................................................................... 65 4.1.1 Selección de tecnología apta para el aprovechamiento del gas asociado.……………………………………………………………………………………… 67 4.1.1.1 Tecnología seleccionada (Flex Energy) para el aprovechamiento. .......... 68 4.2. ESCENARIOS DE APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .............................................................. 70 4.2.1 Escenario de generación de energía sin tratamiento del gas. .................. 71 4.2.2 Escenario de generación de energía con tratamiento previo del gas. ..... 72 4.3. DISEÑO DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................................................... 73 4.3.1 Establecimiento de objetivos y criterios de evaluación para la selección del escenario óptimo para el aprovechamiento del gas asociado. ........... 75 4.3.1.1 Descripción de objetivos y criterios de evaluación para la selección del escenario óptimo para el aprovechamiento del gas asociado. ............................ 76 4.4. IMPLEMENTACIÓN DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DEL ESCENARIO OPTIMO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO ............................................................... 79 4.4.1 Validación de los criterios de la matriz de selección del escenario de generación de energía con tratamiento previo del gas. .............................................. 80 4.4.1.1 Criterio 1. Reducción de emisiones generadas por la quema de gas y motores Diésel. .............................................................................................................. 80 4.4.1.2 Criterio 2. Minimizar los riesgos a la salud humana. ................................. 80 4.4.1.3 Criterio 3. Reducir costos de operación. .................................................... 81 4.4.1.4 Criterio 4. Minimizar inversión inicial. ........................................................ 81 4.4.1.5 Criterio 5. Maximizar la continuidad del servicio en Zonas No Interconectadas. ............................................................................................................ 81 4.4.1.6 Criterio 6. Rendimiento óptimo de la turbina en un rango seguro de contenido de CO2. ......................................................................................................... 81 4.4.1.7 Criterio 7. Maximizar el potencial del gas. .................................................. 81

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5. RESULTADOS Y ANÁLISIS.......................................................................... 84 5.1 CALIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS APTAS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO ............................................................... 84 5.2 CALIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE EVALUACIÓN PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE TURBINA GT333S DE FLEX LEASING POWER AND SERVICE EN LOS DOS ESCENARIOS .......................................................................... 85 5.4 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA DE APROVECHAMIENTO PARA EL CAMPO COMO MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO............................................ 87 5.5 RESULTADO DE LA MITIGACIÓN DE GASES CONTAMINANTES ............ 87

6. ANÁLISIS FINANCIERO ............................................................................... 92 6.1 ANÁLISIS DE INVERSIÓN (CAPEX) ............................................................ 92 6.1.1 Inversión a realizar para la implementación del proceso nuevo en el campo. ………………………………. 93 6.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX) ................................... 93 6.3 COMPARACIÓN DE EGRESOS ENTRE SITUACIÓN ACTUAL Y ALTERNATIVA SELECCIONADA .................................................................................. 94 6.4 EVALUACIÓN FINANCIERA......................................................................... 96 6.4.1 Valor Presente Neto (VPN)........................................................................... 96 6.4.2 Tasa de interés de oportunidad (TIO) 96 6.5 FLUJOS DE EFECTIVO…………………………………………………………… 96 6.6 CÁLCULO DE VALOR PRESENTE NETO…………………………………….. 97 6.7 CONCLUSIÓN DE LA EVALUACIÓN FINANCIERA 98

7. CONCLUSIONES .......................................................................................... 99 8. RECOMENDACIONES ................................................................................ 100 BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... ……101 ANEXOS …………………………………………………………………………………….. 107

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LISTA DE ECUACIONES

pág.

Ecuación 1. Rendimiento térmico del ciclo combinado ......................................... 51

Ecuación 2. Cálculo de toneladas emitidas en el Campo Orito ............................ 88

Ecuación 3. Valor presente neto (VPN) ................................................................ 96

Ecuación 4. Desarrollo matemático de la ecuación del Valor Presente Neto. ...... 98

13

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Localización de Campo Orito, Colombia, Cuenca Putumayo,

Departamento Putumayo, Orito ............................................................................. 25

Figura 2. Columna estratigráfica generalizada de la cuenca de Putumayo,

basada en datos de las compañías Shell y Texas. ................................................ 26

Figura 3. Mapa conceptual de las centrales de generación de energía. ............... 40

Figura 4. Esquema general de una central termoeléctrica. ................................... 45

Figura 5. Esquema de una turbina de gas ciclo abierto ........................................ 48

Figura 6. Esquema general de una central de ciclo combinado ............................ 50

Figura 7. Diagrama unifilar, distribución de SIN en Orito. ..................................... 53

Figura 8. Mapa de las vías de acceso y pozos que utilizan grupos

electrógenos. ......................................................................................................... 55

Figura 9. Esquema del suministro de combustible diésel para zona no

interconectada (ZNC) ............................................................................................. 62

Figura 10. Diagrama de flujo del análisis metodológico para definir la

selección de la alternativa de generación de energía en el Campo Orito ............ 65

Figura 11. Esquema del funcionamiento de la turbina Flex Energy 333 ............... 69

Figura 12. Requerimientos de espacio y distribución. ........................................... 70

Figura 13. Estructura tipo PAJ del proyecto. ......................................................... 74

Figura 14. Diagrama de Flujo del proceso de endulzamiento para el gas

del Campo Orito ..................................................................................................... 83

Figura 15. Impacto potencial por emisiones en Campo Orito 2011-2040. ............ 89

Figura 16. Flujo de efectivo. .................................................................................. 97

Figura 17. Flujo neto de efectivo. .......................................................................... 97

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LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1 Propiedades del yacimiento Formación Villeta ......................................... 32

Tabla 2. Composición general del gas natural....................................................... 33

Tabla 3. Composición del Gas producido en Campo Orito .................................... 37

Tabla 4. Valores límites para el correcto funcionamiento de la central térmica. .... 43

Tabla 5. Pozos conectados a grupos electrógenos con su energía entregada. .... 54

Tabla 6. Generadores eléctricos con su respectivo modelo y potencia usados

en Campo Orito. ..................................................................................................... 57

Tabla 7. Tabla de los pozos registrados con su respectivo motor diésel,

generador y potencia generada. ............................................................................ 57

Tabla 8. Consumo de diésel de los motores. ........................................................ 58

Tabla 9. Consumos y costos estimados del motor diésel ...................................... 59

Tabla 10. Características del gas del Campo Orito vs gas comercial de uso

industrial. ............................................................................................................... 60

Tabla 11. Composición y poder calorífico del gas de Orito resultante del

proceso de endulzamiento simulado ...................................................................... 73

Tabla 12. Definición de los indicadores y unidades asociadas a cada objetivo

fundamental. .......................................................................................................... 76

Tabla 13. Matriz de valoración de las alternativas ................................................. 80

Tabla 14. Toneladas de CO2 anuales emitidas por motores diésel

utilizados en el Campo Orito .................................................................................. 90

Tabla 15. Análisis de egresos del sistema de generación de energía

actual para 5 generadores. .................................................................................... 95

Tabla 16. Egresos del sistema de generación de energía analizado. ................... 95

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LISTA DE ABREVIATURAS $/kWh Precio sobre kilovatio hora % Porcentaje ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos API Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) BMC Billones de metros cúbicos BOPD Barriles de petróleo al dia promedio mes COP Peso Colombiano ft Pie ft3/bbl Pie Cubico sobre barril INVIAS Instituto Nacional de Vías km Kilometro km2 Kilómetro cuadrado kV/h Kilovatio hora Kw Kilovatios, mil vatios kW*h Kilowatt por hora m Metros m3/kg Metro cúbico sobre kilogramo mD Mili Darcies MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MPCPDC Millones de Pies Cúbicos Por Día Calendario MW Megavatios millón de vatios ºF Grados Fahrenheit PAJ Proceso Analítico Jerárquico SGC Servicio Geológico Colombiano TIO Tasa Interna de Oportunidad TOC Carbono Total Orgánico USD Dólar Estadounidense VPN Valor Presente Neto VSM Valle Sur del Magdalena Wh/m2d kilovatio hora/ metro cuadrado por día

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GLOSARIO ACRE: medida de superficie equivalente a 43560 pies cuadrados. AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN: es el área en la que, y las condiciones físicas bajo las cuales, se depositan los sedimentos, incluida la fuente de los sedimentos. ANTICLINAL: una unidad de estratos plegados que es convexa hacia arriba y cuyo núcleo contiene las rocas estratigráficamente más antiguas, y se produce en la superficie de la tierra. ARCOSA: arenisca que contiene cantidades apreciables de feldespato, además contiene cuarzo y laminillas resplandecientes de mica. ARENISCA: nombre que se le da a las rocas en las que predominan los clastos de tamaño arena. Se forman en diversos ambientes y a menudo contienen pistas significativas sobre su origen, entre ellas la selección, la forma del grano y la composición. BASAMENTO: la capa de roca por debajo de la cual no se espera que existan yacimientos de hidrocarburos económicos, a veces aludida como basamento económico. El basamento corresponde normalmente a rocas ígneas o metamórficas deformadas, más antiguas, que rara vez desarrollan la porosidad y la permeabilidad necesarias para actuar como un yacimiento de hidrocarburos, y por debajo del cual las rocas sedimentarias no son comunes.

BUZAMIENTO: la magnitud de la inclinación de un plano respecto de la horizontal. CALIZA: roca sedimentaria carbonatada compuesta principalmente por el mineral calcita, se forma o bien por medios inorgánicos o como resultado de procesos bioquímicos. CAMPO: es una acumulación o grupo de acumulaciones de petróleo en el subsuelo. Un campo de petróleo está formado por un yacimiento con una forma adecuada para el entrampamiento de hidrocarburos, que se encuentra cubierto por una roca impermeable o una roca que actúa como sello. CHERT: el chert es una roca sedimentaria rica en sílice de grano fino micro cristalina, criptocristalina o micro fibrosa que pueden contener pequeños fósiles. CLASTO: fragmento, ya sea de un cristal, una roca, o un fósil. COGENERACIÓN: la cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria).

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COLUMNA ESTRATIGRÁFICA: representación gráfica de los distintos tipos de rocas y de ciertos fenómenos geológicos en orden cronológico de acuerdo a la evolución geológica del área de estudio. CONCORDANTES: estratos paralelos que han experimentado una historia geológica similar y que fueron depositados en sucesión sin ninguna interrupción. La naturaleza del contacto entre los estratos depositados en sucesión continua. CONGLOMERADO: roca sedimentaria clástica con textura detrítica, compuesta de fragmentos de roca redondeados a sub-angulares de grano grueso mayores de 2 mm, comúnmente con una matriz de arena y material más fino, los cementos incluyen sílice, carbonato de calcio y óxidos de hierro. CRETÁCEO: es una división de la escala temporal geológica que pertenece a la Era Mesozoica; dentro de esta, el Cretácico ocupa el tercer y último lugar siguiendo al Jurásico. CUARZO: mineral abundante formador de rocas, compuesto de silicio y oxígeno, también conocido como sílice. Los granos de arena cuarzosa son uno de los componentes principales de la arenisca y de otras rocas sedimentarias clásticas. CUARZOARENITA: tipo de roca sedimentaria detrítica en cuya composición existe más de un 90% de granos de cuarzo. DESARROLLO SOSTENIBLE: desarrollo sostenible como la satisfacción de «las necesidades de la generación presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades. EOCENO: división de la escala temporal geológica, es una época geológica de la tierra, la segunda del período Paleógeno en la Era Cenozoica. Comprende el tiempo entre el final del Paleoceno y el principio del Oligoceno. GAS ASOCIADO: gas natural encontrado en asociación con petróleo en un yacimiento, ya sea disuelto en él o como una capa arriba del aceite. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO: estudia el origen, la formación y la acumulación del petróleo en la naturaleza, así como también las rocas que la contienen en cuanto a su genética y presentación en la naturaleza. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL: es la disciplina científica que se ocupa del estudio de la deformación de la corteza tanto a pequeña como a gran escala, junto a la interpretación de las estructuras generadas en la corteza terrestre producto de movimientos propios de la dinámica terrestre. INFRAYACENTE: formación que se encuentra debajo de otra.

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kW: kilovatios, mil vatios. LIDITA: chert, roca sedimentaria compuesta predominante por cuarzo criptocristalino y amorfo con impurezas de caliza, óxidos de hierro y restos de microorganismos, que le comunican colores variados (negro, gris, verde, azul, naranja, rojo y rosado). La lidita se caracteriza por su dureza y su fractura concoidea. LIMOLITA: roca sedimentaria detrítica de grano fino y que carece de fisilidad, compuesta fundamentalmente por clastos de tamaño limo, que contiene menos clastos de tamaño arcilla que las lutitas. MIGRACIÓN: es el movimiento de los hidrocarburos generados, desde la fuente hacia las rocas yacimiento, se produce habitualmente desde un área estructuralmente baja hacia un área más alta, debido a la flotabilidad relativa de los hidrocarburos, en comparación con la roca adyacente, puede ser local o producirse a lo largo de distancias de cientos de kilómetros en las cuencas sedimentarias grandes. MW: megavatios, millón de vatios MDL: mecanismos de Desarrollo Limpio, es un proyecto para reducir la huella de carbono a nivel mundial, apoyando a países subdesarrollados PERMEABILIDAD: capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna. ROCA GENERADORA: una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en grado suficiente, generará petróleo o gas, las rocas generadoras típicas, normalmente lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al menos 0,5% de carbono orgánico total (TOC)1. ROCAS ÍGNEAS: las rocas ígneas o magmáticas son aquellas que se forman cuando el magma (roca fundida) se enfría y se solidifica. ROCA RESERVORIO: rocas que poseen la capacidad de almacenar fluidos, con unas condiciones de porosidad y permeabilidad muy buenas para permitir el paso a través de ella, las mejores rocas reservorios son las calizas fracturadas y las areniscas.

1 ALVARADO, Melisa. Beltrán, Daniela. Evaluación técnico financiera del modelo de saturación de agua del campo ermitaño usando como base curvas de presión capilar a partir de inyección de mercurio. Fundación Universidad de América. Facultad de ingenierías. 2017. 27 p.

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ROCA SELLO: roca relativamente impermeable, normalmente lutita, anhidrita o sal, que forma una barrera o una cubierta sobre y alrededor de la roca yacimiento, de manera que los fluidos no pueden migrar más allá del yacimiento. SHALE: una roca detrítica de grano fino, una lutita, con laminación paralela a la estratificación, que no ha sufrido condiciones de metamorfismo. SIN: sistema Interconectado Nacional, según lo previsto por el artículo 11 de la Ley 143 de 1994: corresponde al “Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios". SUPRAYACENTE: formación que se ubica por encima de otra. TOBA: variedad de roca calcárea blanda y porosa, con restos orgánicos.

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RESUMEN TÍTULO: EVALUACIÓN TÉCNICO FINANCIERA DE LA VIABILIDAD DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA QUE PERMITA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO AL CAMPO ORITO, PUTUMAYO La quema de gas es uno de los desafíos energéticos actuales que enfrenta el mundo el cual se ve asociado directamente a problemas ambientales, ya sea regional o global ésta también representa un gasto multibillonario; resultando como un problema energético global el cual ha persistido por décadas. El Banco Mundial ha estimado que el volumen anual de gas asociado que está siendo quemado y venteado es alrededor de 110 billones de metros cúbicos (BMC), lo cual es suficiente combustible para satisfacer el consumo energético anual de Alemania y Francia2. El estudio realizado para el Campo Orito, se ve enfocado a partir de las necesidades que sufre el país en la actualidad, donde se requiere suplir las necesidades energéticas de todas las regiones; tomando en cuenta que al producir un recurso energético en esas zonas es imperativo que se haga total uso de su potencial para provecho de todos; en razón de lo expuesto se pretende encontrar una alternativa viable para el aprovechamiento de este recurso, evaluando sí, el uso del gas puede ser dirigido a la generación de energía eléctrica, para así lograr el autoabastecimiento de algunos pozos del Campo . En ese orden de ideas, el comparativo de las diferentes tecnologías con base en los datos de los desarrollos más recientes en turbinas del mundo y en los costos proporcionados por la empresa dueña de una de estas tecnologías se logra encontrar que la alternativa que más se adapta a los requerimientos del proyecto consiste en una turbina de generación de energía eléctrica a gas, la cual aprovecha el gas asociado. Con esta alternativa, se realizará la comparación entre la generación de energía utilizada en la actualidad y la nueva tecnología encontrada en el presente proyecto, por último, poder desarrollar el flujo de caja que soportará la conveniencia del desarrollo de esta oportunidad, mediante los cálculos de los indicadores financieros VPN (Valor Presente Neto) y TIO (tasa Interna de Oportunidad) del proyecto. PALABRAS CLAVE: generación, gas natural, evaluación técnico financiera, energía eléctrica, Campo Orito.

2 World Bank, “Regulation of Associated Gas Flaring and Venting. A Global Overview and Lessons

from Interna-tional Experience,” World Development Report, Washington, 2000/2001.

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INTRODUCCIÓN

El conocimiento de las tecnologías enfocadas en mecanismos de desarrollo limpio (MDL) del sector eléctrico permiten innovar en las estrategias de generación de energía en la industria, logrando una mayor competitividad en la eficiencia energética y desarrollo sostenible de los campos petroleros en Colombia, especialmente en zonas como Putumayo que se encuentran alejadas de la red nacional y dependen de plantas de diésel para la generación de electricidad. En los procesos de planeación y desarrollo de los campos hay un enfoque principal en la maximización de la producción de hidrocarburos líquidos, las opciones disponibles de recursos necesarios para mejorar su producción, ocasionalmente impiden el desarrollo de oportunidades transversales a la esencia de la misma actividad, debido a procesos establecidos en los campos bien sea por condiciones de historia, incertidumbre, complejidad operacional, logística, ubicación geográfica o los recursos requeridos el momento de la evaluación de los proyectos.

Es importante así mismo, reconocer los motivos que impulsan el aprovechamiento y uso de este tipo combustible no convencional. La reducción del impacto ambiental permanece como la iniciativa que globalmente se tiene en cuenta, mayormente por las grandes industrias que emiten gases contaminantes a la atmósfera, como en la quema o venteo del gas asociado al petróleo y el factor económico el cual hace que el proyecto de evaluación se convierta en un desarrollo útil, precisamente para la relación costo beneficio de la empresa operadora, si quisieran elegir generar su propia energía invirtiendo en nuevos desarrollos, teniendo en cuenta que el precio se encuentra actualmente en 599,0 COP $/kWh3

Al presentar la propuesta y consolidar la evaluación de la viabilidad para la generación de electricidad en el Campo Orito en Putumayo, dirigida al crecimiento de la responsabilidad empresarial y beneficio ambiental, exponiendo el potencial del entorno que posee necesidades energéticas, enfocándose en presentar mediante una metodología sencilla, y con apoyo de las variables relevantes, de impacto y propias en este tipo de proyectos, la construcción de la selección de alternativas y oportunidades de aprovechamiento de un recurso ampliando el enfoque de desarrollo que se le puede dar a un campo maduro como lo es el Campo Orito.

3 EMPRESA DE ENERGIA DEL BAJO PUTUMAYO, TARIFAS DEL SERVICIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA, 22 de mayo de 2019, Fecha de consulta 06 de junio de 2019. Disponible en: https://eebpsa.com.co/wp-eebp/tarifas/2019/may.pdf

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OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Realizar la evaluación técnica y financiera para la implementación de un sistema de generación de energía eléctrica que permita el aprovechamiento del gas asociado al Campo Orito, Putumayo. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Describir las generalidades y composición del gas producido en el Campo Orito.

2. Explicar las alternativas de generación y cogeneración de energía eléctrica, útiles para el estudio.

3. Identificar los requerimientos técnicos y las variables necesarias para el proceso de generación de energía a partir de la utilización del gas producido.

4. Determinar la alternativa de utilización del gas que mejor se adapte a las características del Campo Orito utilizando las variables anteriores.

5. Analizar el impacto ambiental que genera la alternativa seleccionada en el entorno y en la reducción de los niveles de emisiones contaminantes.

6. Evaluar financieramente las alternativas de aprovechamiento del gas asociado al Campo Orito, para la generación de energía eléctrica mediante el indicador económico VPN.

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1. GENERALIDADES DEL CAMPO

En el primer capítulo se describe la localización, marco geológico, historia de producción de gas y las propiedades del gas producido que posee el Campo Orito ubicado en la Cuenca Caguán Putumayo.

1.1 HISTORIA DEL CAMPO

Los inicios de producción del campo fueron con la compañía Texas Petroleum Company en el año de 1963, perforando los pozos Orito-1 y Orito-2 para la evaluación de las Formaciones Caballos y Villeta respectivamente, es importante resaltar que la producción máxima alcanzada fue de 68.000 BOPD, a finales de 19704. Desde noviembre de 1979, la Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL S.A, asumió completamente el control operacional del campo en un convenio de explotación, lo que dio origen a la Gerencia Sur, con sede en Orito en el Departamento del Putumayo. Se cuenta con aproximadamente 448,80 km de sísmica 2D realizado por las compañías operadoras de este campo y 156 pozos perforados hasta octubre del 2017 según el banco de información petrolera del SGC (Servicio Geológico Colombiano)5.

1.2 LOCALIZACIÓN

El área de estudio se localiza en el extremo sur-occidental de Colombia, en el Departamento del Putumayo, regido por la jurisdicción del municipio de Orito (Figura 1). rodeado hacia el norte por Mocoa, al sur con el Río Acae, al oriente con el Río Guames y al occidente con el Río Putumayo, ocupando un área total de 171,95 km2 de terreno. Entre las opciones que hay para llegar al campo, está la vía aérea que comprende la ruta desde el Aeropuerto Internacional el Dorado en Bogotá, hasta aeropuerto Tres de Mayo en Puerto Asís, para después tomar la vía terrestre durante 748 km hasta la cuenca de Putumayo. Otra vía de acceso al campo se encuentra saliendo por la ciudad de Pasto en la dirección este, tomando la ruta 10 del INVIAS durante 105 km, pasando por los

4 NEIRA ÁLVAREZ German Augusto y SOTELO PUERTO Alexander. Evaluación del potencial

petrolífero de horizontes arenosos de la Formación Rumiyaco Campo Orito, Colombia. Trabajo de grado para el título de Ingeniero de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América, Facultad de Ingeniería, 2001. 06p. 5 SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO – SGC, Geovisor Banco de Información Petrolera - BIP,

consultado enero 27, 2019 [en línea] página Web http://srvags.sgc.gov.co/JSViewer/GEOVISOR_BIP/

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municipios de La Laguna, El Encano, Santiago, Colón, Sibundoy y San Francisco, posteriormente se debe tomar la ruta 45 durante 99 km, en la que se encuentran los municipios de Villagarzón, Uchupayaco, Puerto Umbría, Puerto Caicedo y Tesalia, para finalizar se desvía hacia el occidente y se toma una vía secundaria recorriendo 3,77 km hasta la entrada a los pozos del campo.

25

Figura 1. Localización de Campo Orito, Colombia, Cuenca Putumayo, Departamento Putumayo, Orito

Fuente. elaboración propia con base en SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO. Banco de Información Petrolera, 2019, Disponible en Internet http://srvags.sgc.gov.co/JSViewer/GEOVISOR_BIP.

26

1.3 MARCO GEOLÓGICO

A continuación, se describe la estratigrafía, geología estructural y del petróleo para el Campo Orito, ubicado en la cuenca Caguán-Putumayo.

1.3.1 Columna estratigráfica. En la Figura 2 se muestra la columna estratigráfica generalizada para la Cuenca Caguán-Putumayo, describiendo la ubicación vertical de las unidades de roca pertenecientes a la cuenca del campo en estudio.

Figura 2. Columna estratigráfica generalizada de la cuenca de Putumayo, Basada

en datos de las compañías Shell y Texas.

Fuente: AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). “Open Round Colombia 2010. Cuenca Cagúan-Putumayo”. [En línea] [29 Abril de 2017]: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-yModelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Cuenca%20Caguan-Putumayo%20Geol.%20Claudia%20Posada%20(pdf).pdf>.p. 8.

27

1.3.2 Estratigrafía. A continuación, se describen las características principales de las formaciones que hacen parte de la Cuenca Caguán-Putumayo, tales como el momento de deposición, yendo de la más antigua a la más reciente, a partir del informe realizado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos para la cuenca que es objeto de estudio.

1.3.2.1 Formación Motema. Corresponde al basamento económico de la cuenca, la edad correspondiente a esta formación se comprende en el triásico-jurásico. Descrita como intercalación de capas rojo purpura de limolitas, areniscas arcósicas y conglomerados, con ocurrencia ocasional de tobas, brechas intrusiones de rocas hipoabisales. El ambiente asociado a esta unidad es fluvial7. Se caracteriza por ser una arenisca arcósica interestratificada con arcilla pizarra ligeramente afectada por metamorfismo. Esta es la misma Formación Saldaña que se encuentra en el VSM (Valle Sur del Magdalena).

1.3.2.2 Formación Caballos. Esta formación se deposita hacia el cretáceo inferior. Está compuesta por areniscas medianas a finas en la parte superior y en la base areniscas de grano grueso. Inicia a veces con conglomerados finos de cuarzo transparente en la base y a veces con cuarzoarenitas8. La deposición corresponde a ambientes más transicionales a marinos pocos profundos.

1.3.2.3 Formación Villeta. La edad correspondiente a la formación se ubica en el cretáceo superior, en el intervalo comprendido entre el Albiano y el Maestrichtiano Temprano. La formación infrayace de manera discordante con la Formación Rumiyaco y suprayace de manera concordante la Formación Caballos. Compuesta principalmente por lodolitas de color gris muy oscuro a negro, con estratificación fina y laminación plana paralela a ondulosa paralela9. Tiene un espesor promedio aproximado que oscila entre 320 y 380 m.

1.3.2.4 Formación Rumiyaco. Esta formación tiene una edad comprendida en el cretáceo superior-Paleógeno. Es una secuencia clástica de arcillas, depositadas en ambientes de pantanos costeros e inter-mareales. Se compone en la base de niveles arenosos intercalados con delgadas capas conglomeráticas, el tope de la unidad corresponde a arcillolitas, limolitas rojas y algunos niveles arenosos, la parte central presenta una intercalación de delgadas capas de arenas arcillosas y limolíticas, hacia el oeste de la cuenca se compone de arcillas y limolitas, volviéndose más arenosa hacia el tope10. Su ambiente de deposición varía de marino a continental. La Formación Rumiyaco infrayace de manera discordante a la Formación Pepino y suprayace de la misma manera a la Formación Villeta.

7 ANH. cartografía geológica de la Cuenca Caguán-Putumayo. Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia. 2010, Pag. 36. 8 Íbid. p. 37. 9 Íbid. p. 37.

28

1.3.2.5 Formación Pepino. En la edad correspondiente al Eoceno para esta cuenca, se encuentra la Formación Pepino, entre el Priaboniano y el Ypresiano. Está compuesto principalmente por conglomerados de fragmentos de rocas ígneas, liditas, cuarzo y chert. Esta formación tiene un espesor aproximado de 830 pies (253 metros) y el ambiente de depositación de esta unidad litológica es continental-fluvial11. Tiene contacto en la parte superior con la Formación Orteguaza de manera discordante, y en la parte inferior con la Formación Rumiyaco de manera concordante.

1.3.3 Geología del petróleo. A continuación, se describen los principales aspectos relacionados al sistema petrolífero correspondiente para la Cuenca del Putumayo, donde se encuentra el Campo Orito, de acuerdo a informes publicados por la Agencia Nacional de hidrocarburos y otras fuentes relacionadas. 1.3.3.1 Roca Generadora. De acuerdo a análisis realizados para el sector sur en la cuenca, como es el sector de Putumayo, la Formación Villeta y Caballos poseen muy buenas características de roca generadora y son mejores hacia el sector del Campo Orito. Los intervalos generadores más estudiados se concentran en el cretácico, con excelente potencial generador de hidrocarburos líquidos12. La formación Villeta se identifica como la principal fuente generadora de la cuenca del Putumayo. Cuenta con un valor de Carbono Total Orgánico (TOC por sus siglas en inglés) entre 0,5% a 1% y kerógeno tipo II. Adicionalmente la Formación Caballos representa una fuente secundaria de hidrocarburos y cuenta con un TOC promedio de 0,5% y kerógeno tipo III13. 1.3.3.2 Roca Reservorio. En el sector sur de la cuenca, correspondiente a Putumayo, se observa de acuerdo a la información obtenida que el principal reservorio son las areniscas cretácicas de la Formación Caballos donde se encuentran porosidades que van de 10% a 16% junto con una permeabilidad promedio calculada en 50 md de acuerdo a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, además los reservorios secundarios corresponden a las areniscas de la Formación Villeta y los conglomerados de la Formación Pepino, según la columna estratigráfica anteriormente presentada.

10 Íbid. P. 39. 11 BECERRA, Andrés y UMBARILA, Katalina María. Evaluación de un modelo de inyección de agua

para el mantenimiento de la producción en la Formación Villeta del Campo Orito. Trabajo de grado Ingenieros de Petróleos. Bogotá D.C.: Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. 2014. p. 31. 12 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). “Open Round Colombia 2010. Cuenca

Cagúan-Putumayo”. [En línea] [29 Abril de 2017] disponible en: < http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-y Modelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Cuenca%20Caguan-Putumayo%20Geol.%20Claudia%20Posada%20(pdf).pdf .p. 8. 13 JULIVERT, M. Lexique Stratigraphique International Amérique Latine: Colombie, v. 5. 1968.p. 22.

29

1.3.3.3 Roca sello. Corresponden a shales y niveles calcáreos cretácicos de la Formación Villeta son excelentes unidades de sello lateral y al tope. Hacia el piedemonte, es posible que fallas de cabalgamiento puedan actuar como sellos efectivos al poner en contacto las areniscas de la Formación Caballos con sedimentos más finos o rocas ígneo-metamórficas; sin desconocer el riesgo de estas últimas al actuar como sello. Los shales de las formaciones Rumiyaco y Orteguaza también son sellos potenciales14.

1.3.3.4 Trampa. Para la cuenca de Putumayo, la trampa se compone de anticlinales asimétricos, frecuentemente limitados por fallas transcurrentes además de pliegues asociados con fallas de alto ángulo. El otro tipo se encuentra en acumulación contra la base de las areniscas de la Formación Villeta, generando un sello lateral para el Campo Alea. 15 Eso quiere decir que en consecuencia de los cambios de facies laterales también se encuentran trampas estratigráficas ubicadas al este.

1.4 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GAS DEL CAMPO ORITO

La historia de producción de crudo en el Campo Orito, fue inicialmente de 1.411 BOPD para el pozo Orito-1, con una gravedad API de 37º. En los últimos 2 años reportados se ha declinado la producción de petróleo en un 33%, Gráfica 1. Para la producción de gas reportada, se observa que es alta incluso cuando se compara con campos que producen solamente gas, lo cual es importante resaltar debido a que todo el gas que se produce en el Campo Orito se quema en teas. El máximo valor de gas producido se obtuvo en enero de 2017 con 10,98 MPCPDC (Millones de Pies Cúbicos Por Día) siendo el máximo valor histórico de gas quemado en un campo en Colombia, lo cual equivale a 3’218.109 Kw*h (Kilowatt por hora) si todo el gas producido se pudiera aprovechar para la generación de energía.

14 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). “Open Round Colombia 2010. Cuenca

Cagúan-Putumayo”. [En línea] [29 abril de 2017] disponible en: < http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Estudios-Integrados-y Modelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Cuenca%20Caguan-Putumayo%20Geol.%20Claudia%20Posada%20(pdf).pdf>. p. 16. 15 MONTENEGRO Gustavo, BARRAGÁN Mario. PETROLEUM GEOLOGY OF COLOMBIA, Cagúan

and Putumayo Basins. Fondo Editorial Universidad EAFIT, Vol.4, diciembre 2011 Medellín, Colombia. [En línea] http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Metodos-de-Visualizacion/PETROLEUM%20GEOLOGY%20OF%20COLOMBIA/VOLUMEN_4_CAGUAN-PUTUMAYO_BASINS.pdf

30

Gráfica 1. Producción Fiscalizada De Crudo y Gas Campo Orito 2016-2018

Fuente: elaboración propia.

Se comparan cuatro campos con el mayor volumen de gas quemado en el país, gráfica 2, para el Campo Orito se reportó que todo el gas producido es quemado en teas, siendo el campo con mayor volumen desperdiciado de gas en el tiempo evaluado.

31

Gráfica 2. Quema de gas 2016- May 2018

Fuente: elaboración propia.

El Campo Acordionero aumentó recientemente sus niveles de quema llegando a

superar los del Campo Orito para el 2018, aun así, durante los últimos 12 meses,

reportó un aprovechamiento de gas en campo del 28,2%. Unido a la referencia de

utilización del gas en campo, en la cuenca de Caguán Putumayo donde está

ubicado el Campo Orito, están los campos Moqueta, Cohembi y Platanillo, los

cuales utilizan parte del gas que producen, alcanzando hasta un 73% de

aprovechamiento en el último mencionado, a partir de lo anterior, se puede inferir

que si es posible aprovechar el gas asociado en campos ubicados en esta región.

32

1.4.1 Método de producción. Para el Campo Orito su principal método de producción fue la liberación de gas por parte del yacimiento, debido a que su presión disminuyó por debajo de la presión de saturación, permitiendo darle energía al yacimiento, sin embargo, con el tiempo se observó que el depletamiento de la presión se daba bastante rápido, siendo necesario utilizar otros mecanismos para la producción de crudo. El mecanismo primario para las formaciones productoras, en este caso Villeta y Caballos, es acuífero activo y expansión por capa de gas. Actualmente el campo utiliza varios sistemas de levantamiento artificial convencionales tales como Gas-Lift, Bombeo por Cavidades Progresivas, Bombeo Hidráulico, Bombeo Mecánico y Bombeo Electro-Sumergible16.

1.4.2 Características del Yacimiento. De acuerdo a lo evaluado anteriormente, las principales formaciones que aportan a la producción del Campo Orito son las Formaciones Villeta, Caballos y Pepino, a partir de esto se muestran a continuación los datos obtenidos sobre las características del yacimiento para la Formación Villeta en la Unidad N, tabla 1. En el campo Orito, cerca de la zona de falla subandina, el GOR es de 700-800 ft3/bbl (0,140-0,160 m3 / kg). El grosor neto promedio de la capa de gas y petróleo en el Campo Orito es de 8-40 m, con una profundidad promedio hasta el depósito de 6749 ft bajo el nivel del mar.18

Tabla 1 Propiedades del yacimiento Formación Villeta

Fuente: elaboración propia con base en CORTES DAZA, Carlos Andres. LEYVA MENESES, Nestor Oswaldo. Evaluación Integral de Yacimientos para la Formación Villeta en el Campo Orito. Universidad de América, 2005. p. 104.

16 Ecopetrol, 2019. 18 RIGO DE RIGHI, M., y G. BLOOMER, Oil and Gas Developments in The Upper Amazon Basin-

Colombia, Ecuador and Peru, 9th World Petrol. Cong. Proc, 3, 189-191, 1975.

Propiedades del yacimiento

(unidad N) valor

Gravedad (⁰API) 28,4

Porosidad promedio 10,3

Permeabilidad promedio (mD) 0,2

Temperatura (⁰F) 132,0

Presión inicial (psig) 4.045,2

Presión actual (psig) 1.450

Presión de burbuja (psig) 1.552

33

1.5 GENERALIDADES DEL GAS NATURAL El gas natural es una mezcla de componentes gaseosos hidrocarburos y no hidrocarburos compuesto principalmente de metano, es la energía fósil más limpia y con el mayor rendimiento energético entre todas las fuentes combustibles existentes en la actualidad. Su estructura molecular simple facilita que se utilice limpiamente sin obtener residuos sólidos ni de azufre al llevar a cabo su combustión19. 1.5.1 Composición del Gas Natural. Dependiendo el reservorio del cual es extraído el gas natural, esta composición puede variar, es decir, su composición nunca es constante20. Los componentes característicos del gas natural están evaluados en rangos de acuerdo a los valores típicos de estos, los valores caloríficos promedio del sistema dependerán del tipo de mezcla entre estos componentes, tabla 2.

Tabla 2. Composición general del gas natural.

COMPONENTE FORMULA ANÁLISIS (mol%) RANGO MOL (%)

Metano CH4 95,0 87-97

Etano C2H6 3,20 1,5-7

Propano C3H8 0,20 0,1-1,5

Isobutano C4H10 0,03 0,01-0,3

Normal Butano C4H10 0,03 0,01-0,3

Isopentano C5H12 0,01 trazas hasta 0,04

Normal Pentano C5H12 0,01 trazas hasta 0,04

Hexano + C6+ 0,01 trazas hasta 0,06

Nitrógeno N2 1,00 0,2-5,5

Dióxido de carbono CO2 0,50 0,1-1,0

Oxígeno O2 0,02 0,01-0,1

Hidrógeno H2 trazas trazas hasta 0,02

Gravedad especifica - 0,58 0,57-0,62

Poder Calorífico (MJ/m3) - 38,0 36-40,2 Fuente: VISWANATHAN, B. Energy Sources: Fundamental of Chemical Conversion Processes and Applications.

19 FARAMAWY, S. Natural Gas Origin, composition, and processing: A review En: FARAMAWY, S.

et al. Journal of Natural Gas Science and Engineering. No. 34 (May., 2016); p. 20 Speight, J. G., 2015. Liquid fuels form natural gas. En: Lee, S., Speight, J. G.; Loyalka, S. K. (Eds.),

Handbook of alternative fuel technologies, segunda ed. Taylor and Francis Group, LLC, CRC Press, pp. 157-158.

34

1.5.2 Clasificación del gas natural. El gas natural puede ser clasificado de acuerdo a su origen y a su composición química.21 1.5.2.1 Clasificación de acuerdo a su origen. Para la clasificación de acuerdo a su origen existen dos tipos, gas natural convencional, o gas natural no convencional, como se explica a continuación22.

Gas convencional. El gas convencional se da en yacimientos profundos que

son ya sea asociados a crudo de petróleo (Gas asociado) o que contienen un poco

o nada de crudo (Gas no asociado)23.

Gas asociado. Este gas coexiste en la roca reservorio en un yacimiento. Se puede presentar en diferentes formas, tales como, una capa de gas libre en contacto con el crudo, o como un gas natural en solución en el crudo. El gas asociado es usualmente menor en contenido de metano y rico en componentes parafínicos de alto peso molecular. El gas asociado debe ser retirado del petróleo por medio de

separadores, lo cual incrementa usualmente el costo de compresión24.

Gas no asociado. Es producido por una formación geológica que por lo general no contiene mucho, o nada, de crudo de petróleo o componentes hidrocarburos de mayor ebullición que el metano. Este gas es usualmente más rico en metano y con menor contenido de hidrocarburos de alto peso molecular. Además este gas contiene gases no hidrocarburos, tales como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno25. A partir de lo anterior, después del procesamiento del gas, el metano será producido en estado puro Gas no convencional. Existen varios tipos de gas no convencional entre los cuales encontramos el gas de lutita, el gas metano de carbón, gas en acuífero profundo y los hidratos de gas, explicados a continuación.

21 Kidnay, A.J., Parrish, W.R., McCartney, D.G., 2011. Fundamentals of Natural Gas

Processing, second ed. CRC Press, Taylor and Francis Group, LLC. 22 Speight, J.G., 2007. Natural Gas: a Basic Handbook. Gulf Publishing Company,

Houston, Texas. 23 Ibid. 24 VISWANATHAN, B. Energy Sources: Fundamental of Chemical Conversion Processes and

Applications. 25 Speight, J.G., 2015. Liquid fuels from natural gas. In: Lee, S., Speight, J.G., Loyalka, S.K. (Eds.), Handbook of Alternative Fuel Technologies, second ed. Taylor and Francis Group, LLC, CRC Press, pp. 157-178.

35

Gas de Lutita. Como su nombre lo indica, se encuentra en lutitas de baja permeabilidad, arenas comprimidas impermeables, carbonatos de arena, calizas y dolomitas. El metano producido de estos yacimientos no está asociado al petróleo26. El gas puede ser originado por medio de procesos termogénicos, biogénicos y/o por una mezcla entre ambos procesos27. Gas metano de carbón. Este tipo de gas se encuentra en las grietas de carbón y se forma durante el proceso de coalificación. El metano termogénico formado a partir de este carbón es producido por la acción del incremento de la temperatura y la presión en la materia orgánica enterrada, que lentamente se transforma en carbón. Procesos bacterianos forman otro tipo de metano conocido como metano de carbón biogénico en los carbones térmicamente inmaduros28. El mayor componente del gas producido del lecho de carbón es metano, con minorías de etano, dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno, y dióxido de azufre29. Gas en acuífero profundo. Este tipo de gas es encontrado durante la migración del gas a través de los acuíferos hacia la roca reservorio; los acuíferos son ampliamente saturados con metano. La solubilidad del metano en el agua es baja, por lo tanto, el contenido de gas en el acuífero está influenciado en gran parte por la presión, salinidad y temperatura30. Hidratos de gas. Los clatratos hidratos son células cristalinas de hidrógeno depositadas en moléculas de agua en las cuales quedan atrapadas las moléculas de gas. A diferentes condiciones de temperatura y presión, todos los gases pueden formar hidratos31. Los hidratos de metano son comúnmente encontrados en ambientes marinos (sedimentos de mar profundo), o en depósitos que se encuentran en regiones polares. 1.5.2.2 Clasificación de acuerdo a su composición química. Esta clasificación se da de acuerdo a dos cosas, primero pueden clasificarse según sus componentes hidrocarburos y segundo de acuerdo a su contenido de azufre32.

26 Speight, J.G., 2013. Shale Gas Production Processes. Shale Gas Production Processes.

Gulf Professional Publishing, Elsevier Inc., USA. 27 Prinzhofer, A., Battani, A., 2003. Gas isotopes tracing: an important tool for hydrocarbons

exploration. Oil Gas. Sci. Technol. Rev. IFP 58 (2), 299-311. 28 FARAMAWY, S. Natural Gas Origin, composition, and processing: A review En: FARAMAWY, S.

et al. Journal of Natural Gas Science and Engineering. No. 34 (May., 2016); p. 29 Moore, T.A., 2012. Coalbed methane: a review. Int. J. Coal Geol. 101, 36-81. 30 FARAMAWY, S. Natural Gas Origin, composition, and processing: A review En: FARAMAWY, S.

et al. Journal of Natural Gas Science and Engineering. No. 34 (May., 2016); 38 p. 31 Makogon, Y.F., 2010. Natural gas hydrates e a promising source of energy. J. Nat.

Gas. Sci. Eng. 2, 49-59. 32 FARAMAWY, S. Natural Gas Origin, composition, and processing: A review En: FARAMAWY, S.

et al. Journal of Natural Gas Science and Engineering. No. 34 (May., 2016); 41 p.

36

Según componentes hidrocarburos. EL gas natural puede ser clasificado de acuerdo al contenido de hidrocarburos del gas producido. El gas seco (gas no asociado) consiste en metano como su mayor componente con poco o nada de contenido de C2+, mientras que el gas húmedo (gas asociado) contiene en sus componentes un porcentaje de C2+ mayor al 10% en volumen33. Según contenido de azufre. El gas natural además puede ser clasificado de acuerdo a la cantidad de azufre que contenga (generalmente H2S) en el gas producido. En esta clasificación, el gas puede ser dulce o amargo. El gas dulce no contiene o es despreciable su cantidad de H2S, mientras que el gas amargo contiene cantidades inaceptables de H2S (más de 4 ppm)34.

1.6 CARACTERIZACIÓN DEL GAS PRODUCIDO EN CAMPO ORITO

Antes de emplear el gas como combustible para la autogeneración, este debe cumplir con rangos de variables y condiciones específicas, para así poder ser utilizado por tecnologías capaces de aprovecharlo. En casos específicos de gas asociado que se encuentran en la actualidad, se determinan factores como la de calidad y humedad del gas, para luego llegar a ser entregado a las máquinas generadoras. Los datos obtenidos con la composición molar del gas muestran el porcentaje de participación de cada uno de sus compuestos, tomado de dos estaciones compresoras diferentes del campo, obteniendo los valores publicados por Ecopetrol en el 201035, en el cual se midieron las corrientes de gas para determinar su composición y fracciones molares respectivamente, Tabla 3.

33 Rojey, A., Jaffret, C., Cornot-Gandolphe, S., Durand, B., Julian, S., Valais, M., 1997. Natural Gas: Production, Processing, Transport. Editions Technip, Paris. 34 Maddox, R.N., 1974. Gas and Liquid Sweetening, second ed. Campbell Petroleum Series, Norman, OK. 35 ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA

J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010.

37

Tabla 3. Composición del Gas producido en Campo Orito

Fuente: ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010.

Según la tabla, el gas del campo se puede clasificar como un gas con alto contenido de impurezas y compuestos hidrocarburos pesados, lo cual afecta de forma directa el diagrama de fases para un sistema multi-componente, con el cual se pretende encontrar la mejor relación liquido vapor, para llegar así a obtener resultados favorables en el proceso de aprovechamiento propuesto para el campo. La clasificación del gas producido en el Campo Orito se observa en el cuadro 1.

Componentes

ESTACION

COMPRESORA 1

(% molar)

ESTACION

COMPRESORA 2

(% molar)

Dioxido de Carobono 70,263 62,420

Nitrógeno 1,497 1,517

Agua 2,008 0,454

Metano 13,030 16,220

Etano 2,830 3,300

Propano 4,358 5,688

Isobutano 0,914 1,340

Normal butano 2,400 3,447

Isopentano 0,746 1,062

Normal pentano 0,753 1,053

Hexano 0,566 0,743

Heptano 0,429 0,520

Octano 0,133 0,152

Nonano 0,061 0,066

Decanos 0,013 0,016

38

Cuadro 1. Cuadro resumen clasificación del gas de Campo Orito

Fuente: elaboración propia.

A partir de esta información, se puede enfocar el estudio en la identificación del proceso más eficiente para el gas del Campo Orito, tomando en cuenta que posee una composición compleja de aprovechamiento, estudiando los modelos tecnológicos actualmente existentes y así obtener propiedades estables y condiciones precisas para generar energía eléctrica. En primera instancia, tomando en cuenta los parámetros básicos para la selección del tratamiento de gas, se puede establecer que éste requiere refrigeración, deshidratación del gas húmedo y endulzamiento. Mejorando sus características, se podrían considerar procesos de utilización del gas en ciclo combinado con vapor y turbinas de gas.

Asociado

Ácido

Característica

PrincipalAlto contenido de CO2 (68,8 %)

GAS CAMPO ORITO

Clasificación

Gas de tipo convencional

39

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE LA GENERACIÓN Y DE ENERGÍA ELÉCTRICA La generación de energía eléctrica se divide en varias etapas, el primer escalón del sistema de suministro eléctrico se realiza en las centrales eléctricas, estas se encargan de transformar las fuentes de energía renovables y no renovables a energía eléctrica y así poderla transportarla a los centros de consumo37. Una de las propiedades más significativa y fundamental al hablar de leyes asociadas a la naturaleza es el principio de conservación de la energía. Ésta describe que, durante una interacción, la energía puede cambiar de una forma a otra pero su cantidad total permanece constante38, a partir de estas leyes se desarrollan los mecanismos que son aprovechados por el ser humano para su consumo. Teniendo en cuenta que la generación de energía en campos petroleros se obtiene mediante centrales térmicas, se hará mayor énfasis en los cuadros del mapa delineados en color rojo. Figura 3.

37 SEVERNS W. H. La Producción De Energía Mediante El Vapor De Agua, El Aire Y Los Gases,

Barcelona España, editorial Reverté S.A, 2007. Cap II 18p. 38 ÇENGEL, Y. A., & BOLES, M. A. TERMODINAMICA /: YUNUS ÇENGEL Y MICHAEL BOLES,

MÉXICO: MCGRAW-HILL. (1999). 1a. ed Cap I 2p

40

Figura 3. Mapa conceptual de las centrales de generación de energía.

Fuente: elaboración propia.

41

2.1 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Para la obtención de energía eléctrica existen centrales encargadas de transformar los diferentes tipos de fuentes de energía primaria en electricidad, de igual manera éstas se enfocan en el consumo de un determinado bien energético. 2.1.1 Central hidroeléctrica. Las turbinas hidráulicas funcionan bajo el principio de utilización de la energía cinética y potencial, la cual es generada por el agua como consecuencia de la presión que ha desarrollado en su descenso cuando es retenida, encauzada y controlada, pueden tener además una potencia que cambia según fenómenos climáticos o geológicos a plazos más largos, pero son mucho menos susceptibles a la volatilidad de potencia intradía y se consideran gestionables39. Las centrales hidráulicas son los modelos más rentables a largo plazo en comparación con los otros. El costo de construcción de estas centrales es elevado, pero se compensan con los bajos gastos de explotación y mantenimiento luego de la puesta en marcha de las mismas. Se suelen ubicar lejos de los grandes centros de consumo y el lugar de asentamiento de las mismas está condicionado por las características del terreno. Los rangos del potencial de generación van desde, 10 MW (megavatios) las llamadas mini-centrales, hasta la más grande construida en la actualidad con una capacidad de generación de energía de 22.500MW40. En Colombia se maneja una potencia de 340MW hasta 2400MW con Hidroituango, la central construida más recientemente41. 2.1.2 Centrales eólicas. Este modelo de centrales utiliza las corrientes de aire o vientos para generar la energía eléctrica; su utilización se limita a situaciones especiales debido a que la obtención de energía eléctrica mediante este método, debe tener condiciones de velocidad del viento (mínimo 6 m/s) y un tamaño considerable42, generalmente son ubicadas en cerros, colinas y costa afuera, zonas que dominan un terreno despejado sin obstáculos que originen turbulencia. Sin embargo, el mayor reto es que la energía eólica sea confiable en cuanto a la continuidad y estabilidad de las corrientes de viento y el elevado costo de maquinaria, lo cual reduce el beneficio de la producción del kilovatio/hora43. Aun así,

39 CLUB ESPAÑOLA DE LA ENERGÍA, Cuadernos de Energía, Gestión de Fuentes de Energía

Variable y Distribuida, 2017, Capitulo 3 pag.26 40 UPME INGFOCOL Ltda, CENTRAL URRÁ, Hidroenergía Capitulo 1, pag. 28 [en línea] página Web http://www1.upme.gov.co/Energia_electrica/Atlas/Atlas_p25-36.pdf 41 PALACIOS SIERRA RICARDO ANDRÉS, INVENTARIO DOCUMENTADO DE REPRESAS EN COLOMBIA, Universidad Nueva Granada, Facultad de Ingeniería, Bogotá D.C 2013, pág. 3. 42 COORDINACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES, SECRETARIA DE ENERGÍA, Energías Renovables Energía Eólica, 2008, pág. 10, [en línea] página Web https://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/publicaciones/libro_energia_eolica.pdf 43 COLINO MARTÍNEZ ANTONIO, CARO RAFAEL. DIALNET, Sistema de Generación Energía. 2010. Pág 42 [en línea] página Web https://dialnet.unirioja.es/descarga/articulo/4548653.pdf

42

se debe reconocer el crecimiento del interés por el mejoramiento en la producción de energía que estas máquinas aportan. 2.1.3 Centrales fotovoltaicas. Las instalaciones fotovoltaicas representan una buena posibilidad de aporte energético en las horas de sol, debido a que su generación se obtiene a través de paneles fotovoltaicos que se limitan específicamente a esas horas. La corriente eléctrica generada por la instalación de dispositivos semiconductores tipo diodo, generan pequeñas diferencias de potencial en sus extremos cuando se excitan al recibir radiación solar, puede ser vertida a la red eléctrica como si fuera una central de producción de electricidad convencional44. En cuanto a los aspectos necesarios para la generación eficiente de electricidad mediante el uso de la energía solar, se resalta la disponibilidad de extensión de terreno requerida y la dependencia a las condiciones de luz solar. Esta última necesidad hace que los sistemas de almacenamiento de energía deban ser tomados en cuenta para que las potencias generadas en un momento determinado, puedan usarse cuando se solicite su consumo. En Colombia las condiciones naturalmente son favorables para la generación fotovoltaica, el mayor potencial se encuentra en las regiones de la Costa Atlántica, Pacifica, la Orinoquia y la región central. La radiación solar promedio es de 4,5kWh/m2d (kilovatio hora/ metro cuadrado por día), la cual supera el valor promedio mundial de 3,9 Wh/m2d, además se cuenta con una capacidad instalada de 12000 MW en toda la nación45.

2.1.4 Central Termoeléctrica. Estas centrales funcionan mediante un proceso que consiste en tres etapas; la primera etapa consiste en la quema de un combustible fósil en la caldera, transformando el agua en vapor, la segunda describe el movimiento de las turbinas que es obtenido por el calentamiento de agua a vapor en forma de chorro a presión que, a su vez, acciona el generador eléctrico y en la tercera etapa el vapor es condensado, transferido el residuo de la energía térmica a un circuito de refrigeración, retornando el agua a la caldera y así completando el ciclo.

El origen de la energía empleada para calentar el agua, se describe a continuación:

Origen térmico: las centrales térmicas convencionales, también llamadas termoeléctricas las cuales obtienen la energía por medio de la combustión de combustibles fósiles (carbón, gas natural) o sus derivados (fuel-oil).

44 NATURGY, Centrales fotovoltaicas: tipos, características y usuarios, 5 noviembre 2018, [en línea]

página Web https://www.empresaeficiente.com/blog/centrales-fotovoltaicas-tipos-caracteristicas-y-usuarios/ 45 GÓMEZ-RAMÍREZ JHONNATAN, LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN COLOMBIA:

POTENCIALES, ANTECEDENTES Y PERSPECTIVAS, Bogotá Colombia 2017, pág 9.

43

Térmicas a gas

Térmicas a vapor

Ciclo combinado

Biomasa: éstas obtienen la energía de la combustión de residuos forestales, agrícolas o de los llamados cultivos energéticos; si su consumo supera la regeneración de la vegetación de la que esta se sustenta, puede ocasionar deforestación.

Nucleares: a partir de reacciones de fisión de átomos de uranio, reacción físico-química donde se parte el núcleo de un átomo con el fin de obtener una gran cantidad de energía.

Termo-solares: calientan el agua concentrando la energía procedente del sol46. 2.1.4.1 Central térmica a vapor. En una central termoeléctrica de tipo vapor, la energía química del combustible se transforma en energía calorífica para producir vapor, este se conduce a la turbina donde su energía cinética se convierte en energía mecánica, la cual se transmite al generador, para producir energía eléctrica47. Tabla 4. Valores límites para el correcto funcionamiento de la central térmica.

Valores máximos permitidos Limitado por

Temperatura 540 (⁰C) materiales utilizados en la zona de sobrecalentamiento de la caldera

Presión 150 (bar) Problemas de diseño mecánico de la turbina y por la humedad admisible a la salida de la misma (10%)

Fuente: INMACULADAFERNÁNDEZDIEGO, ARSENIORAMÓNROBLESDÍAZ, Centrales

de Generación de Energía Eléctrica, Unidad didáctica 4, CENTRALES TÉRMICAS, Cantabria, 2007

46 TORRES BÚA Manuel, Tipos de centrales eléctricas XUNTA DE GALICIA, abril de 2014 [en línea]

página Web https://www.edu.xunta.es/espazoAbalar/sites/espazoAbalar/files/datos/1464947843/contido/131_tipos_de_centrales_elctricas.html 47 GONZÁLEZ A. JORGE, FACET, Centrales Eléctricas [en línea], UNT, Capitulo Centrales térmicas, 2014, pág. 1, consultado 28/04/2019, disponible en internet https://catedras.facet.unt.edu.ar/centraleselectricas/wp-content/uploads/sites/19/2014/10/Apunte-Central-TV-1.pdf

44

El rango de presión mínima en el condensador está dada en función de la temperatura del mismo y se sitúa en el intervalo de 0,03 bar a 0,14 bar, lo que corresponde a una temperatura del condensador de 26ºC y 52ºC respectivamente48. El esquema general de funcionamiento para las diferentes centrales termoeléctricas es similar; esta necesita generar calor para producir el vapor, que se obtiene por la combustión de combustibles en la caldera, éstos pueden ser sólidos pulverizados (distintos tipos de carbón, generalmente lignito o hulla), líquidos atomizados (fuel oil) o gas (como el gas natural); las diferencias notables consisten en el tratamiento previo de cada combustible, para poder ser usado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma49. En estas centrales de vapor el proceso completo se puede dividir en tres flujos constructivos esenciales, Figura 4: 1. Circuito gases de combustión: En el sistema de distribución el combustible es quemado en la caldera, junto con los canales de aire de circulación necesarios para la combustión. Los gases residuales, producto de la combustión, pasan a un conducto donde se puede aprovechar parte de su energía térmica restante y ser dirigida a los circuitos primarios de economizadores o recalentadores y por último poder ser extraídos en la chimenea de tiro natural o forzado.50 2. Flujo de vapor de agua: En el circuito agua-vapor la vaporización de agua ocurre en la caldera y en los calentadores, si los hubiese, ubicados en la trayectoria de los gases de combustión, desde este punto el vapor sobrecalentado se dirige hasta la turbina o máquina de vapor, en donde se expande produciendo el movimiento de esta. El agua resultante después de su paso en la turbina se condensa, por medio del condensador donde se enfría en los serpentines de refrigeración y se trasforma en agua líquida, después de esto pasa de nuevo a iniciar el proceso de calentamiento por medio de las bombas de recirculación/ alimentación y a la caldera para empezar el ciclo, sin embargo, es conveniente que el agua condensada llegue ya caliente para aumentar el rendimiento térmico por medio de los circuitos secundarios (precalentadores o economizadores).

48 UNIVERSIDAD DE CANTABRIA, Generación de energía eléctrica, IEE Centrales térmicas, pág. 6, disponible en internet https://ocw.unican.es/pluginfile.php/1160/course/section/1407/bloque-energia-IV.pdf 49 LOZANO ANTONIO, BARRERAS FÉLIX, LITEC, Uso de combustibles fósiles: Las centrales

térmicas, CSIC-Universidad de Zaragoza, Uso de combustibles fósiles: Las centrales térmicas, Zaragoza, 2012, pág. 3. Disponible en Internet; http://www.energia2012.es/sites/default/files/Usodecombustiblesfosiles_lascentralestermicas.pdf 50 UNIVERSIDAD DE CANTABRIA, Op. cit., p. 12.

45

3. Distribución del agua de refrigeración: Circuito de energía eléctrica, es generado por los generadores eléctricos, accionados por las turbinas de vapor produciendo corriente alterna trifásica, y llegando a los trasformadores adecuados en lo que se eleva la tensión producida.

Figura 4. Esquema general de una central termoeléctrica.

Fuente: LOZANO ANTONIO, BARRERAS FÉLIX, Uso de combustibles fósiles: las centrales térmicas, LITEC, CSIC- Universidad de Zaragoza. 2012.

46

Ciclo termodinámico Rankine El ciclo Rankine es el ciclo termodinámico fundamental que se emplea en las centrales térmicas convencionales o de vapor, éste ciclo relaciona el consumo de calor con la producción de trabajo y como en otros ciclos la eficiencia máxima lograda es dada por el cálculo del ciclo de Carnot51. En condiciones reales el ciclo sufre algunas variaciones irreversibles debido a la fricción del fluido ocasionadas en la caldera, condensador y diversos componentes, la importancia de reducir estas variabilidades en el proceso es principalmente que el trabajo requerido por la bomba será mayor y la turbina producirá una salida de trabajo más pequeña debido a las irreversibilidades. Las pérdidas de calor de vapor indeseadas hacia los alrededores cuando el fluido es transportado, es otra variación irreversible. En la búsqueda de aumentar el rendimiento del ciclo mediante el uso de eficiencias adiabáticas en los dispositivos, como por ejemplo usar sobrecalentadores a la salida de la caldera que permitan obtener vapor sobrecalentado para que entre a la turbina, sin embargo, aunque se logra compensar la desviación del ciclo la eficiencia del ciclo disminuye52. Los estados reales 2’ y 4’ de salida de la bomba y de la turbina, respectivamente, mientras que en el 2 y 4 son los correspondientes para el caso isentrópico, gráfica 3.

51 HOWELL R. JOHN & BUCKIUS O. RICHARD, Principios de Termodinámica para Ingenieros

06540650 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS, 1ra edición, México, McGRAW HILL, 1990, pág.

294. 52 ÇENGEL, Y. A., & BOLES, M. A. Op. cit., Cap 10, p. 565

47

Gráfica 3. Efecto de la desviación en el ciclo real de potencia Rankine de la bomba y la turbina respecto del ideal.

Fuente: elaboración propia con base en, Termodinámica 7ed. Yunus A. Cengel. McGrawHill

En la búsqueda de optimizar el proceso se han realizado diferentes mejoras y se puede ver en los cambios que estos generan en el ciclo Rankine como:

Disminuir la presión en el condensador.

Aumentar la presión en la caldera.

Emplear vapor sobrecalentado.

Emplear recalentador intermedio.

Precalentar el agua de alimentación.

Emplear ciclos binarios. 2.1.4.2 Centrales térmicas a gas. Estas centrales utilizan el gas en vez del agua, el cual se calienta utilizando diversos combustibles (gas, petróleo o diésel); la combinación y combustión de estos gases a altas temperaturas hacen que se mueva la turbina y su energía cinética resultante se transforma en electricidad53. 2.1.4.3 Turbinas de gas. En estas turbinas se usa gas natural como fluido de trabajo el cual convierte la energía térmica contenida en el gas en energía mecánica. Normalmente se entiende por turbina de gas el conjunto formado por los siguientes elementos: compresor, responsable de la elevación de presión del fluido de trabajo;

53 HOWELL R. JOHN & BUCKIUS O. RICHARD Op. cit., Cap 6, p. 325

48

cámara de combustión; sistema de aporte de calor al fluido y turbina de expansión siendo el elemento expansor54. El proceso del uso de gas en la industria como generación de energía ofrece grandes ventajas en donde se requiere de procesos controlados, combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. Las turbinas de gas tienen un diseño específico y se diferencian de las demás precisamente porque el gas manejado por esta no sufre un cambio de fase, por el contrario, si ocurre en las turbinas de vapor55. Se representa al compresor como C, a B como el quemador de combustible, y T como la turbina, Figura 5.

Figura 5. Esquema de una turbina de gas ciclo abierto

Fuente: Fuente: OPEX ENERGY, ciclos combinados, ciclo Brayton, Ciclos termodinámicos de las turbinas de gas, {Fecha de consulta} 23 de mayo de2019. Disponible en: http://opex-energy.com/ciclos/ciclo_brayton.html

El proceso empieza cuando “se ingresa aire fresco en condiciones ambiente dentro del compresor, donde su temperatura y presión se eleva. El aire de alta presión sigue hacia la cámara de combustión, donde el combustible se quema a presión constante. Los gases de alta temperatura que resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la presión atmosférica, produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se expulsan hacia fuera (no se recirculan), causando que el ciclo se clasifique como un ciclo abierto56”. Para su clasificación se pueden dividir en grupos de máquinas térmicas generadoras en la que se encuentran franjas de operación desde pequeñas

54 GARRIDO G. SANTIAGO, Energiza.org, Tipos de Turbinas de Gas, Especial Turbinas de Gas Edición Mensual, España Año I septiembre 2011 55 HOWELL R. JOHN & BUCKIUS O. RICHARD Op. cit., Cap 6, p. 370 56 ÇENGEL, Y. A., & BOLES, M. A. Op. cit., Cap 10 p. 607p

49

potencias 30 kW (kilovatios) para las micro-turbinas, hasta 500 MW para los desarrollos más recientes. De esta manera, compiten principalmente con los motores alternativos (ciclos termodinámicos OTTO y DIÉSEL) como con las instalaciones de vapor de pequeña y media potencia57. Esta tecnología comparada con la usada en las turbinas de vapor y los motores alternativos otorga a las turbinas de gas dos ventajas:

Mantenimiento sencillo comparado con otras máquinas térmicas y una elevada fiabilidad. La reducción de las necesidades de lubricación y refrigeración, la continuidad del proceso de combustión y la ausencia de movimientos alternativos hace que la probabilidad de fallo disminuya.

Una instalación de generación eléctrica basada en una turbina de gas puede alcanzar con facilidad valores de disponibilidad superiores al 95% y valores de fiabilidad cercanos al 99% si la instalación está bien diseñada, bien construida, bien operada y con un adecuado nivel de mantenimiento.

No obstante, también tienen algunos inconvenientes importantes, entre los que hay que destacar dos: la alta velocidad de rotación y su bajo rendimiento (30-35%) comparado con los motores alternativos diésel (algunos desarrollos ya alcanzan el 50% de rendimiento) o respecto a las turbinas de vapor las cuales manejan valores del 40% 58. Ciclo Brayton. El ciclo termodinámico de potencia para una turbina de gas también es conocido como ciclo Brayton, comprende la compresión, calentamiento y expansión del gas que es un fluido compresible59, el cual se emplea para generar potencia útil que por último será finalmente trasformada en electricidad. La diferencia esencial del ciclo Brayton con el Rankine es que en el primero el fluido de trabajo es un gas, mientras que en el segundo es un vapor que se condensa y se evapora en el ciclo. Además, la compresión en el ciclo Brayton absorbe mayor trabajo que en el ciclo Rankine por realizarse en la fase gaseosa y fase líquida respectivamente.

57 RENOVETEC, TURBINAS DE GAS: MONTAJE, PUESTA EN MARCHA, OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO, Madrid, 2014 58 RENOVE TECNOLOGÍA S.L PLANTAS DE COGENERACIÓN, Información de Turbinas de Gas,

2013, [en línea] página web. http://www.plantasdecogeneracion.com/index.php/turbinas-de-gas 59 HOWELL R. JOHN & BUCKIUS O. RICHARD Op. cit., Cap 6, p. 294

50

2.1.4.4 Centrales térmicas de ciclo combinado. “La cogeneración es la producción de más de una forma útil de energía (como calor de proceso y energía eléctrica) a partir de la misma fuente de energía60.” El fluido de trabajo utilizado en estas centrales es el vapor de agua y el gas producido de una combustión, el fundamento de utilizar los gases de escape a alta temperatura de la turbina de gas para aportar calor a la caldera o generador de vapor de recuperación, que aporta energía también a la turbina de vapor, es para incrementar la eficiencia de los procesos y obtener rendimientos superiores a los que se obtendrían de las centrales separadas, figura 6.

Figura 6. Esquema general de una central de ciclo combinado

Fuente: HOWELL R. JOHN & BUCKIUS O. RICHARD Principios de Termodinámica para Ingenieros 06540650 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS, 1ra edición, México, McGRAW HILL, 1990, pág. 357.

Los ciclos combinados resultan económicamente rentables para muchas aplicaciones y están siendo utilizados en todo el mundo por las compañías eléctricas. La temperatura máxima que maneja el ciclo de gas está cerca a los 1.425ºC (2.600ºF), considerablemente más alta que la de los ciclos de vapor que va hasta valores aproximados de 620ºC (1.159ºF),el uso y combinación de estos dos ciclos es conveniente porque mediante el aprovechamiento de las características deseables del ciclo de la turbina de gas, sus altas temperaturas resultantes al final de su ciclo y la utilización de los gases de escape de alta temperatura, como fuente de energía en un ciclo en un intervalo de temperaturas menores, como un ciclo de potencia de vapor61.

60 ÇENGEL, Y. A., & BOLES, M. A. TERMODINAMICA /: YUNUS ÇENGEL Y MICHAEL BOLES,

MÉXICO: MCGRAW-HILL. (1999). 6a. ed Cap 10 589p 61 ÇENGEL, Y. A., & BOLES, M. A. Op. cit., Cap 10 p. 594p

51

Con referencia a los ciclos combinados, se define la ecuación de rendimiento térmico, ecuación 1.

Ecuación 1. Rendimiento térmico del ciclo combinado

𝜂 =𝑊𝑔𝑎𝑠 + 𝑊𝑣𝑎𝑝

𝑄𝑒

Fuente: MICHAEL J. MORAN, Fundamentos de termodinámica técnica, 2da edición, 2004.

El acoplamiento de dos ciclos: uno especializado en la producción de trabajo con alta eficiencia en rangos altos de temperaturas de trabajo (Brayton) y otro para temperaturas medias bajas (Rankine). La utilización de ciclos de turbinas de vapor en ciclos combinados gas-vapor se deriva del excelente acoplamiento térmico existente con el ciclo de las turbinas de gas en los rangos actuales de temperaturas de trabajo y los altos rendimientos que el empleo conjunto de dichas tecnologías posibilita.

52

3. VARIABLES QUE INFLUYEN EN EL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL CAMPO ORITO

Los factores determinantes del consumo energético del Campo Orito presentados, a continuación, se tendrán en cuenta de acuerdo a las necesidades asociadas de energía. 3.1 SITUACIÓN ENERGÉTICA ACTUAL DEL CAMPO ORITO

Actualmente un 43% del total de los pozos, están adecuados para obtener la energía eléctrica mediante generadores de energía que funcionan con motores diésel; los demás suplen su necesidad energética con una línea conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN). La red de servicios de Putumayo inicia con una línea de 115 kV entre Mocoa y la Subestación de Puerto Caicedo, ésta alimenta a todo el bajo Putumayo y llegando a la conexión de la subestación Yarumo, se derivan dos líneas de 34,5 kV, la primera alimenta la Subestación La Hormiga y la segunda a Ecopetrol (Campo Orito)85, Figura 7.

85 SUPERSERVICIOS, DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE ENERGÍA, EVALUACIÓN

INTEGRAL DE PRESTADORES EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P, Bogotá, junio 2015, [en línea] file:///C:/Users/Usuario/Downloads/2015evaluacionintegraldeprestadoresempresadeenergiadelbajoputumayos.a.e.s.p.pdf

53

Figura 7. Diagrama unifilar, distribución de SIN en Orito.

Fuente: SUPERSERVICIOS, DIRECCIÓN TÉCNICA DE GESTIÓN DE ENERGÍA, EVALUACIÓN INTEGRAL DE PRESTADORES EMPRESA DE ENERGÍA DEL BAJO PUTUMAYO S.A. E.S.P, Bogotá, junio 2015, [en línea]

file:///C:/Users/Usuario/Downloads/2015evaluacionintegraldeprestadoresempresadeenergiadelbajoputumayos.a.e.s.p.pdf

54

Los 8 km de red eléctrica del SIN se distribuye entre los usuarios residentes del municipio de Orito y los pozos conectados a esta red; por otra parte en el campo hay 67 pozos que están conectados a grupos electrógenos de diferentes capacidades86. Es importante resaltar que los datos totales de los pozos conectados a grupos electrógenos debieron ser filtrados con el fin de obtener datos más precisos para el estudio. Los centros de generación (CGE) conectados a pozos del Campo Orito están referenciados en la Tabla 5.

Tabla 5. Pozos conectados a grupos electrógenos con su energía entregada.

Fuente: elaboración propia.

El mapa se tomó de la base de datos del banco de información petrolera, con el objetivo de determinar la distribución espacial de los pozos que requerirían de la implementación de la turbina a gas. Aquellos grupos electrógenos conectados a los pozos distribuidos en el campo, que requieren mayor potencial de generación (600 kV) están demarcados con el morado oscuro; los pozos resaltados con el color rosa son aquellos en los que su potencial requerido de energía es menor (210-320 kV), Figura 8.

86 Ecopetrol S.A, 2019.

UBICACIÓN kV

Ref.

mapa

POZO ORITO 105 210

CGE ORITO 36 225

POZO ORITO 72 275

CGE ORITO 109 - 121 320

POZO ORITO 5 320

CGE POZO ORITO 112-125-

126 600

CGE - ORITO 130-152-169

"CIRO PORRAS" 600

55

Figura 8. Mapa de las vías de acceso y pozos que utilizan grupos electrógenos.

Fuente: elaboración propia con base en SERVICIO GEOLÓGICO COLOMBIANO. Banco de Información Petrolera Disponible en Internet http://srvags.sgc.gov.co/JSViewer/GEOVISOR_BIP.

56

3.1.1 Funcionamiento de generadores eléctricos diésel. El funcionamiento del generador diésel, se basa en la utilización de dos piezas que trabajan en conjunto integrado para generar energía, estas piezas constan de un motor térmico primario (turbina de gas, motor Otto o Diésel), un generador eléctrico (generalmente de corriente alterna) el cual transforma el movimiento en electricidad usando electromagnetismo acoplado al eje del mismo y los correspondientes elementos auxiliares y sistemas complementarios. Las dos piezas, tanto el motor como el generador electromagnético, se conectan a través de un cigüeñal, facilitando la transferencia de movimiento producida por el motor a los imanes del generador87. 3.1.2 Operación de los motores diésel. Los motores de combustión interna que se manejan, usan el calor de compresión del aire para encender el combustible, las presiones internas requeridas para generar el calor necesario son muy altas comparadas con los motores de gasolina88; a causa del aumento de potencia de los generadores de energía eléctrica diésel, estos exigen a menudo más poder y más fuerza. Además, sus piezas son más pesadas y robustas requiriendo una mayor inversión. En cuanto al combustible, el diésel es aconsejable para los generadores de energía ya cuenta con la característica de quemarse, pero no de explotar. 3.1.3 Características técnicas de grupos electrógenos del Campo Orito. Los generadores eléctricos diésel que usa el campo actualmente son de las marcas Caterpillar, Cummins, STANDFORD y OLYMPIAN, con potencias variadas, Tabla 6. Algunos de los generadores trabajan en conjunto con uno o más pozos conectados a estos dependiendo de su requerimiento de potencia y ubicación de los pozos.

87 BLOG VENTAGENERADORES, Funcionamiento de los generadores eléctricos diésel, 10

diciembre, 2014, [en línea] página Web http://www.ventageneradores.net/blog/funcionamiento-de-los-generadores-electricos-diesel/ 88 LACOSTE Juan, COLICIGNO Santiago, CORTI Ezequiel, YABLONSKI Maximiliano, Proyecto de

Motores Grupos electrógenos, UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA, 2011 pag. 8 http://docentes.uto.edu.bo/alvargaso/wp-content/uploads/5GENERADORES_DIESEL.pdf

57

Tabla 6. Generadores eléctricos con su respectivo modelo y

potencia usados en Campo Orito.

Fuente: ECOPETROL S.A.

Las potencias entregadas por los generadores a los pozos, dependen de la cantidad de potencia que necesite el tipo de bomba de levantamiento que se tenga conectada a estos, es por eso que, para el funcionamiento de 67 pozos se requiere de 51 generadores con motores diésel. De la base de datos recibida se obtuvo el registro valido para el análisis, Tabla 7.

Tabla 7. Tabla de los pozos registrados con su respectivo motor diésel, generador y potencia

generada.

Fuente: ECOPETROL S.A.

Generador Modelo Cantidad kV

OLYMPIAN GE150 1 120

Caterpillar SR4 4 110 - 275

Caterpillar SR4B 21 210 - 600

Caterpillar LC6 17 275 - 693

Caterpillar SR4B - GD 2 1.360

Caterpillar SR5 1 724

Caterpillar LC5 2 225

Cummins C275 D6 4 2 259 -288

STANDFORD CH1434D1L-0080E 1 300

TOTAL - 51 -

Marca Modelo Marca Modelo

POZO ORITO 105 Caterpillar 3306 Caterpillar SR4B 210

CGE ORITO 36 Caterpillar C9 Caterpillar LC5 225

POZO ORITO 72 Caterpillar 3406 Caterpillar LC6 275

CENTRO DE GENERACION

POZO ORITO 109 - 121 Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

POZO ORITO 5 Caterpillar 3406 Caterpillar SR4B 320

CENTRO DE GENERACION

POZO ORITO 112-125-126 Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

CGE - ORITO 130-152-169

"CIRO PORRAS" Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Motor GeneradorkVUBICACIÓN

58

3.2 CONSUMO DE COMBUSTIBLE ESTIMADO DEL CAMPO Los estudios previos dirigidos a la comparación de los costos del campo, muestran que el área de compra de combustible diésel (143 bbl/día) y electricidad cubría casi el 30% de los costos unitarios de operación para el Campo Orito.

Se puede suponer entonces, que cada uno de los pozos productores requería de 2,7bbl/día de diésel para obtener la energía necesaria para el funcionamiento de las bombas. Con base en los grupos electrógenos instalados en el campo en la actualidad y su respectivo modelo, se puede calcular el consumo de combustible diésel requerido, tabla 8.

En vista de que el funcionamiento continuo de los generadores diésel es indispensable para mantener los niveles de producción, no se tendrán en cuenta los tiempos no productivos ocasionados por problemas, pruebas de pozos y/o controles esporádicos que en ciertos casos requieren que el funcionamiento de los generadores sea suspendido.

Tabla 8. Consumo de diésel de los motores.

Fuente: elaboración propia con base en datos de ECOPETROL S.A.

Con la información del consumo de combustible de los motores, tomando como referencia los pozos nombrados, se puede hacer el cálculo estimando los consumos que tienen los motores anualmente en diésel, Tabla 9.

MOTOR Modelo

Tasa de

combustible (l/h)

Velocidad

del motor

Caterpillar 3306 34,7 2200

Caterpillar 3406 58,3 1800

Caterpillar C15 94,8 1800

Caterpillar C27 200,3 2100

Caterpillar C9 59,7 2200

59

Tabla 9. Consumos y costos estimados del motor diésel

Fuente: elaboración propia.

Este consumo representa una cantidad significativa en cuanto al costo operacional y si se tuviera el completo análisis de cada uno de los generadores conectados a los pozos correspondientes, se podría estimar que el consumo energético del campo equivale a un gran porcentaje del costo total requerido por este. Para la continuidad del estudio se seguirán realizando los cálculos con una muestra representativa de los pozos y se extrapolarán los resultados para todo el campo de ser necesario. 3.3 VARIABLES TÉCNICAS CRÍTICAS DE ELECTRIFICACIÓN

La posibilidad de autogeneración de energía eléctrica a partir del gas dirigido a las actividades de tipo industrial en campos de Colombia, se maneja en función de lineamientos establecidos por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en 1999 El impacto que generaría la utilización de gas como alternativa para la reducción de costos de producción, en comparación al consumo actual de energía combustible diésel, la opción más costosa disponible en términos de costo de producción por kW/h generado, se traduce en un alto porcentaje de recursos dirigidos al abastecimiento de energía que necesita un campo maduro, como lo es el Campo Orito, además de los costos de la distribución eléctrica requerida por un campo de este tipo.

Marca Modelo

litros

diesel/año

Costo

USD$/litros de Costo U$/año

Caterpillar 3306 299.808 216.131

Caterpillar C9 515.808 371.845

Caterpillar 3406 503.712 363.125

Caterpillar C15 819.072 590.468

Caterpillar 3406 503.712 363.125

Caterpillar C27 1.730.592 1.247.581

Caterpillar C27 1.730.592 1.247.581

TOTAL - 6.103.296 - 4.399.856

0,721

Motor

60

3.3.1 Capacidad de Autogeneración a partir del gas. Previamente ya se ha mencionado la calidad composicional del gas que será utilizado para la generación, sus limitaciones aparentes y las oportunidades que ayudan a dirigir el estudio a las alternativas de aprovechamiento, para así poder establecer cuál puede ofrecer mayores beneficios al proyecto. Los datos obtenidos del campo Orito son tomados del estudio realizado por Ecopetrol para seleccionar un proceso de acondicionamiento de este gas, modelando un proceso completo que consiste en un sistema de gas lift para usar parte del volumen total del gas producido y el tratamiento de endulzamiento desde las estaciones compresoras para el gas restante, de los que se tomaron los datos para el estudio. Con las características iniciales del gas del Campo Orito, el gas que ellos producen no cumple con las condiciones requeridas para ser utilizado como combustible según la CREG (Comisión Reguladora de Energía y Gas), tabla 10, debido a su alto contenido de CO2, vapor de agua e hidrocarburos pesados. Aun así, debido a lo anterior, esto no significa que no existan tecnologías que puedan aprovechar el gas a estas condiciones.

Tabla 10. Características del gas del Campo Orito vs gas comercial de uso industrial.

Fuente: elaboración propia con base en ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010.

Según la disponibilidad de volumen de gas producido del campo se considera el impacto operacional desarrollado en el capítulo 4 y el económico el cuál se desarrolla en el capítulo 6, que genera ésta para el desarrollo exitoso de la

Propiedades

Sistema

internacional

Parametros

establecidos para el

gas de uso industrial

Gas del campo

comprimido y no

tratado

Presión (kPa) 8.774 6.185

Temperatura (⁰C) 4,5 - 49 35

Podel calorífico (KJ/m3) 35.400 - 42.800 21.381

Contenido de CO2 (%Vol) < 2 69

Contenido de agua (mg /m3) 97

Contenido de Vapor

de Agua

(kg H2O/

Nm3) 106 1.831

Punto de rocio HC (⁰C) 7,2 48

Contenido de Azufre (mg /m3) < 23 0

Contenido de H2S (mg /m3) < 6 0

61

evaluación del proyecto, sin afectar negativamente la operación actual ni su prospecto hacia el futuro de la producción. En relación a los cálculos del potencial de producción de gas, este ha sido subestimado a partir de los inicios de explotación del campo como lo demostró Prieto (1984) en donde “relacionaba una vida de producción para el gas de 7 años a partir de 1983”93. Después de más de 3 décadas desde el estudio, se reportó la producción de gas para el Campo Orito en poco menos de 4 MMSCFD94, esto con el objetivo de resaltar la importancia del tema del gas y su correcta cuantificación que, a pesar de su calidad, que por varios años ha sido relegado al desaprovechamiento y la quema.

3.3.2 Consumo de energía. La reducción en el costo del consumo de energía y seguir supliendo las necesidades del campo será clave debido a que reemplazando el uso de generadores que funcionan a partir de combustible tipo diésel y la compra al sistema interconectado nacional, lo cual genera costos elevados, por motores o turbinas que funcionan a partir de gas en su totalidad o parcialmente, se podrá conseguir un ahorro y por ende generar un autoabastecimiento del campo a partir del gas asociado a este. De acuerdo a lo anterior, la variable referida al consumo de energía se evalúa con la disminución tanto en el uso de diésel como en el costo que requiere el funcionamiento del campo, de esta manera el gasto generado para cumplir con la cuota energética del campo podrá ser destinado a alternativas más limpias y que permitan la cogeneración de energía a partir del gas quemado en la actualidad.

93 PRIETO E, Planta de Gas Orito, Estudio de Factibilidad, Orito, Putumayo, 1984, pág. 45. 94 ANH, Producción fiscalizada de gas, 2018.

62

3.3.3 Distribución eléctrica de la facilidad. Para la instalación se debe tener en cuenta las obras civiles necesarias, facilidades para alimentación del gas, montajes del sistema de control, salida de potencia y tanques de separación que puedan ser requeridos para la utilización de alguna de las alternativas analizadas en el presente proyecto, de acuerdo a los elementos anteriormente nombrados se puede determinar la conexión a la red eléctrica adicional si es necesaria, para llevar a cabo el proceso de aprovechamiento y así evaluar la alternativa que menos complicaciones pueda tener y tenga un proceso más sencillo para su instalación. Al tener un proceso más sencillo en la instalación de la alternativa se reducirán los gastos en que se incurran para el proceso y esto permitirá además que el aprovechamiento del gas como combustible para la cogeneración sea de manera más directa y sin necesidad de procesos adicionales.

3.3.4 Proceso de compra de combustible diésel. La estimación de los costos de combustible diésel puestos en el sitio de consumo actual se realizó de acuerdo al costo de éste en el centro de abastecimiento, sumado al costo del transporte más el costo correspondiente a las pérdidas en que se pueda incurrir durante este proceso.

Figura 9. Esquema del suministro de combustible diésel para

zona no interconectada (ZNC)

Fuente: CREG, DETERMINACIÓN DE INVERSIONES Y

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO PARA LA ACTIVIDAD DE GENERACIÓN

EN ZONAS NO INTERCONECTADAS CON PLANTAS

TÉRMICAS INFORME FINAL, Vol. 2, febrero 2013.

63

3.3.5 Autogeneración de energía. Entre los costos de autogeneración para las operaciones del campo se requiere definir ciertas magnitudes en cuanto a la situación previa y posterior a la alternativa seleccionada y sus implicaciones a través de la vida del proyecto. La meta de optimización en el costo incremental de producción en la industria petrolera y especialmente en campos maduros como lo es el Campo Orito, incentivan la investigación permanente de métodos y tecnologías nuevas que ayuden a mejorar estas tendencias. Se va a considerar capacidad instalada actual y la potencia requerida de los sistemas de levantamiento que debe ser tomada en cuenta para poder evaluar, según la disponibilidad del gas, la eficiencia del proceso de conversión para llegar a la utilización del gas asociado producido como fuente principal de energía eléctrica. 3.3.6 Flexibilidad del combustible. Para la cogeneración de energía a partir de gas se tienen entre las principales alternativas generadores que usan diferentes tipos de combustibles y que algunas veces combinan dos combustibles para generar mayor potencia, sin embargo, no se tiene un combustible estándar que pueda ser usado en todas las alternativas y por esto la flexibilidad en el uso de combustible se vuelve una variable a evaluar para la selección del mejor sistema de aprovechamiento. Cuando una alternativa presenta mayor flexibilidad en el uso de combustible, permite incluso evitar procesos de tratamiento que deban llevarse a cabo para alcanzar valores necesarios para que el gas sea comercial o manejable para la generación de energía, de esta manera la alternativa que ofrezca mayores rangos de manejo del gas para la generación sería la más efectiva para la elección. La flexibilidad será evaluada de acuerdo al porcentaje de contaminantes presentes en el gas que pueda manejar la alternativa y al rango de poder calorífico que maneje la misma.

64

4. DISEÑO METODOLÓGICO DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DE ALTERNATIVAS DE APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO DEL CAMPO

ORITO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. En cuanto a la metodología planteada para el desarrollo del actual proyecto, se pretende seleccionar un conjunto de alternativas en dos etapas. En la primera se realizó una recopilación bibliográfica a partir de estudios de aprovechamiento del gas asociado alrededor de todo el mundo, para así elaborar una matriz de rango de actuación, vinculada con el diseño de medidas de desempeño mínimas, las cuales están definidas por variables técnicas que influyen en la generación de energía eléctrica por medio de turbinas, logrando establecer que tecnología se adapta a los requerimientos técnicos del Campo Orito y la composición del gas asociado a este. En la segunda etapa de selección, la alternativa que fue aceptada es nuevamente valorada por criterios operacionales enfocados en el óptimo funcionamiento de la turbina para el Campo Orito. Al realizar un estudio más profundo de la tecnología seleccionada a partir de las medidas de desempeño mínimas, se estableció que es necesario evaluar la alternativa en dos escenarios diferentes, para así determinar con cual alternativa se obtiene una mayor eficiencia y seguridad operacional, además de mayor viabilidad para cumplir con los objetivos planteados. Para realizar el correcto análisis metodológico del proyecto, hasta llegar a la selección de la mejor alternativa del mismo, se llevó a cabo el siguiente proceso, figura 10: 1. Búsqueda de tecnologías de aprovechamiento de gas del Campo Orito. 2. Matriz de selección de requerimientos básicos generales para el campo. 3. Recopilación de información de la tecnología seleccionada en el punto anterior,

turbina Flex Energy GT333S. 4. Evaluación de cumplimiento de requerimientos de seguridad y eficiencia

operacional de la turbina seleccionada. 5. Construcción de nueva alternativa para mejorar el funcionamiento de la turbina. 6. Definición de criterios para la selección de la mejor alternativa de generación

de energía. 7. Segunda etapa de selección de alternativa de generación a partir de los

criterios establecidos anteriormente. 8. Evaluación de la matriz de valoración de las alternativas 1 y 2. 9. Selección de alternativa de generación de energía eléctrica por medio del

aprovechamiento del gas del Campo Orito. 10. Análisis de resultados obtenidos.

65

Figura 10. Diagrama de flujo del análisis metodológico para definir la selección de la alternativa de

generación de energía en el Campo Orito

Fuente: elaboración propia.

4.1 SELECCIÓN TEÓRICA DE APROVECHAMIENTO PARA EL GAS

ASOCIADO

A lo largo de la identificación de los puntos clave para la mitigación de la quema de gas asociado, se encuentra una cantidad significativa de alternativas que aportan soluciones a este problema, tecnologías basadas en técnicas diferentes y que pueden ser utilizadas de acuerdo a las características del gas y el lugar donde vayan a ser usadas. Existen compañías, como GE (General Electric), que proveen soluciones que ya se encuentran en la fase comercial y están siendo usadas en pozos actualmente, mientras que hay otras que están aún en la fase de concepto y todo lo que esto

66

implica. Determinar en qué nivel se encuentra la tecnología es importante para que los operadores entiendan cuánta inversión se necesitará para llevarla a las operaciones de campo98. Esta demanda de innovaciones tecnológicas ha incrementado debido a las preocupaciones ambientales y las nuevas regulaciones establecidas por diferentes países, de este modo, con este aumento en la demanda, muchos inventores y emprendedores han descubierto novedosas maneras para lidiar con este problema a partir de diferentes métodos y tecnologías, aunque algunos proyectos parten desde cero, otros están implementando tecnologías existentes para optimizar el proceso y así lograr mejorar esta situación. Entre las tecnologías ofrecidas en la actualidad por algunas compañías se encuentran las siguientes:

Pionner Energy ha desarrollado una plataforma móvil que puede ser trasladada a pozo y separar el gas natural de campo en metano y NGLs. Este sistema es llamado Mobile Alkane Gas Separator System (MAGS)99. El metano es usado para generar energía en sitio mientras que los NGL’s pueden ser vendidos al mercado. MAGS es una plataforma móvil que se encuentra en un remolque de 40 pies y consta de 4 operaciones unitarias; compresión, deshidratación, refrigeración y separación100.

Wellhead Energy Systems creó la plataforma, GridFox, la cual convierte el gas natural no comercial en electricidad que puede usarse en sitio o venderse a la red eléctrica. Si bien GridFox se desarrolló para pozos de gas no comercial, se puede implementar en un pozo durante y después de las actividades de perforación para capturar el gas natural separado que de otro modo se habría quemado. Esta es una tecnología probada y actualmente en uso en los Estados Unidos101.

Flex Leasing Power and Service ofrece la turbina Flex Energy. El generador Flex Turbine® y turbina de gas es pequeño además de confiable, con un tiempo de funcionamiento prolongado, comprobado en condiciones ambientales adversas. Estos sistemas de nivel industrial, usan el gas de manera más limpia que cualquier otra turbina de su clase. Las turbinas transforman la quema y el gas natural asociado a las operaciones en campos petroleros en una fuente

98 World Bank, “Regulation of Associated Gas Flaring and Venting. A Global Overview and Lessons

from Interna-tional Experience,” World Development Report, Washington, 2000/2001. 99 OPTO 22, Case Study: Pioneer Energy, Colorado-based engineering firm solves challenges of

extracting profitable gases and elminating environmentally harmful natural gas flaring. [en linea] 10 marzo de 2019, disponible en http://documents.opto22.com/2140_Case_Study_Pioneer_Energy.pdf 100 Ibid., p. 1. 101 Ibid., p. 1.

67

continua de energía eléctrica limpia, aceptando un rango amplio de condiciones de trabajo102.

4.1.1 Selección de tecnología apta para el aprovechamiento del gas asociado. A partir de la información obtenida sobre tecnologías innovadoras para el uso del gas asociado en la industria petrolera, se requirió establecer medidas mínimas de desempeño, las cuales deben ser cumplidas en su totalidad. Definir dichos parámetros permite establecer un proceso de evaluación sencillo y práctico, el cual jerarquiza las alternativas y establece el mejor prospecto para la implementación del sistema de aprovechamiento. El grupo de tecnologías participantes se evalúa de acuerdo al mayor grado de proximidad a los resultados deseables, cuadro 2. Cuadro 2.Matriz de requerimientos tecnológicos obligatorios.

Fuente: elaboración propia con base en Kepner & Tregoe, 1981.

De acuerdo al análisis del cumplimiento de los requerimientos básicos para la utilización de cualquier tecnología en campo, se definieron dos criterios en los que, 1 será el que cumple y 0 será dado para las tecnologías que no cumplen en su totalidad con las necesidades básicas que se tuvieron en cuenta. De acuerdo a los resultados, la tecnología que puede cumplir con cada necesidad básica energética en el campo es la alternativa de la tecnología Flex Leasing Power and Service.

102 Flex Turbine® GT333S, Commercial/Industrial CHP, Landfill Renewable Energy, Digester

Biogas Renewable CHP, Oil & Gas, [en linea] 22 marzo 2019, disponible en http://www.flexenergy.com/project-view/flex-turbine-gt333s/

Pionner

Energy

Wellhead Energy

Systems (gridfox)

Flex Leasing

Power and Service

Consumo

energético

Requerimiento de potencia

mínimo (120 kW)1 1 1

No requiere tratamiento del

gas para remover

contaminantes

1 0 1

Tolerancia a contaminantes 0 0 1

Tecnología ya desarrollada

e implementada0 0 1

Aplicación para países

latinoamericanos1 0 1

Composición

del gas

Apliación en

campo

Requerimientos básicos

generales

Alternativas consideradas

Análisis del cumplimiento de los resultados obligados (SI/NO)

68

Además de estas soluciones que propuestas para la industria, se puede evaluar también la implementación de sistemas para reinyección de gas, remover el CO2 para propuestas de recobro mejorado o convertir el gas a GNL (Gas Natural Licuado). Sin embargo, es necesario aclarar que cada proceso y su implementación van a depender de las características del campo, la composición del gas y la aplicación para la cual se requiera la tecnología. Al analizar las características composicionales del gas evaluado en el presente proyecto, se observa que el alto contenido de CO2 es el limitante para cualquier tecnología que se quiera aplicar, debido a que la mayoría de alternativas no admiten ni la más mínima cantidad de este contaminante en el combustible que vaya a ser utilizado. A partir de esta dificultad que se presenta en cuanto al gas, se evaluaron las alternativas mostradas anteriormente y se determinó que el único proveedor que admite cierto porcentaje de contaminante en el combustible usado es Flex Leasing Power and Service, con su turbina GT333, la cual puede funcionar a partir de gas asociado con hasta un 70% de CO2.

4.1.1.1 Tecnología seleccionada (Flex Energy) para el aprovechamiento. La turbina Flex GT333S (modelo 333SW) es uno de los últimos modelos desarrollados de micro-turbinas, con los datos actuales del campo y la colaboración de profesionales de la empresa se enmarca un alcance de sumistro que será el mejor para las necesidades y requerimientos del campo; se explica a continuación el equipo y servicios que la empresa FlexEnergy Energy Systems, Inc. proporcionaría en el Campo Orito. Cada turbina viene con una configuración inicial acorde al ambiente de la zona en la que se encuentra el campo, (Anexo 3), con base en la experiencia y conocimiento en turbinas, la empresa Flex Energy dará apoyo en cuanto al diseño, instalación, y servicios de puesta en marcha para el desarrollo del proyecto. En cuanto a los datos técnicos, esta turbina funciona en modo de cuadrícula en paralelo, aislado en cuadrícula o modo dual, usando unidades individuales o múltiples que se conectan para que sincronicen automáticamente los flujos de gas disponibles, logrando ejecutar cargas independientes de la red de alta potencia y optimizando la generación de energía en zonas retiradas con remota o nula conexión a la red nacional. Estas turbinas transforman el gas asociado de las operaciones petroleras que normalmente es quemado o venteado, enfocándose en entregar una fuente continua de energía eléctrica limpia, soportando las condiciones del gas con el que se trabaje. En cuanto al contenido de contaminantes, esta turbina ofrece la posibilidad de tolerar la entrada de gas con contenido molar de más del 1% de H2S y hasta un 70%

69

de CO2, condiciones que han hecho que el gas asociado del campo se convierta en gas de flama. La conversión eficiente de los gases anteriormente nombrados, requiere de una alta temperatura, necesaria para destruir componentes contaminantes como el CO2, pero lo suficientemente baja para no crear compuestos de tipo NOx, figura 11.

Figura 11. Esquema del funcionamiento de la turbina Flex Energy 333

Fuente: High Efficiency Gas Turbine Generator with Ultra Low Emissions, FLEX TURBINE® GT333S, 2017.

Además de la alta eficiencia al transformar el gas sin generar emisiones contaminantes, este tipo de turbinas se destacan por su amplia tolerancia al poder calorífico del combustible, manejando gases en un rango de 350 a 2.500 BTU/ft3, descartando así las dificultades para usar gas asociado o de venteo directamente de donde se obtiene, sin necesidad de ser tratado. Obteniendo como resultado una tecnología más limpia, de acceso remoto, aún con contenido de H2S y CO2 en el gas y suministrando energía renovable en campo. Las características físicas de la GT333S se describen como una turbina que será instalada en el aire libre, y se muestran los requerimientos de espacio para su óptimo funcionamiento en la figura 12.

70

Figura 12. Requerimientos de espacio y distribución.

Fuente: Flex Turbine® GT333S Project Proposal #19051016, 2019

La turbina es configurable con módulo de recuperación de calor instalado de fábrica, lo cual facilita el proceso de conversión a energía; así mismo, la tolerancia de combustible de esta máquina es la más amplia que cualquier turbina de gas de pequeña capacidad pueda manejar. De esta manera la alternativa de generación de energía a partir de la turbina GT333S, es una de las más amigables con el medio ambiente, funcionando a partir de gases en sitio que podrían llegar a ser un gasto, un problema o incluso un costo para las operaciones, logrando convertirlos ahora en un ahorro o aprovechamiento para toda la operación. 4.2. ESCENARIOS DE APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

El alto contenido de CO2 del gas asociado al Campo Orito es una de las principales dificultades por la cual este no es aprovechado, esta situación parte de que las turbinas convencionales de generación de energía a partir de gas no admiten contaminantes (CO2, NOx, H2S) en el proceso Las alternativas que pueden llegar a ser eficientes para adquirir la energía y autoabastecer el campo, se evaluaron inicialmente a partir de sus capacidades de adaptación a las características composicionales y de poder calorífico. El enfoque desarrollado a las dos presentadas es debido a que se acoplan de mejor manera a las variables de generación de energía y contribuyen al aprovechamiento de este recurso.

71

Cuadro 3. Comparación de los escenarios aplicables para el Campo Orito.

Fuente: elaboración propia.

4.2.1 Escenario de generación de energía sin tratamiento del gas. Esta alternativa contempla el aprovechamiento del gas asociado de manera directa utilizando la turbina GT333S y lograr generar energía eléctrica para unos pozos ubicados en zonas alejadas, para esto, la turbina elegida permite usar el gas combustible aún con contaminantes y admite un poder calorífico en rangos amplios, que van de 350 a 2.500 BTU. Por medio del uso de estas turbinas se busca cubrir parte de la cuota energética del campo que actualmente la proveen los generadores eléctricos de combustible diésel, que alcanzan a generar un total de 21.047 kW para los 51 grupos electrógenos del campo. Sin embargo, la cuota que se busca cubrir en el campo sería para la generación de 2.550 kW, correspondientes a la muestra de generadores seleccionada para el estudio.

ESCENARIO DE GENERACIÓN DE

ENERGÍA SIN TRATAMIENTO DEL GAS

ESCENARIO DE GENERACIÓN DE

ENERGÍA CON TRATAMIENTO PREVIO

DEL GAS

DESCRIPCIÓN

El aprovechamiento del gas asociado

utilizando de manera directa el gas

combustible aún con contaminantes (CO2)

y maximizando el poder calorífico de este

(573,85 BTU/SCF) proporcionando la

mayor flexibilidad para la operación a pesar

de la baja calidad del gas, dando solución

a la problemática.

Mediante el análisis del estudio de

Ecopetrol, la simulación del tratamiento del

gas en HYSYS muestra que se podría

reducir el alto contenido molar de CO2 del

gas de 68,8% a 33,222% y aumentar su

poder calorífico hasta un valor de 1.309,93

BTU/SCF este cálculo contribuye al

alcance de una mayor eficiencia

energética en la generación de energía

mediante la turbina GT333S de Flex

Energy

         Es la opción más económica y

viable de manera directa para el uso del

gas asociado en cada pozo.

         Al tratar el gas se podría obtener un

gas con mejor calidad para el uso de

esta turbina.

         Ayudaría a que más pozos alejados

de las conexiones a la red nacional

puedan autoabastecerse.

         El proyecto podría ampliar su

enfoque debido que al tratar el gas se

podría obtener la energía necesaria para

autoabastecimiento y aporte energético

a la comunidad cercana

         El funcionamiento de la turbina

GT333S se mantendría en limites

operacionales posiblemente riesgosos.

         Los costos asociados adicionales

para el tratamiento del gas podrían

dificultar el desarrollo del proyecto.

         El proceso de autoabastecimiento

tendría mayor riesgo de que la turbina

no soporte la carga de contaminantes.

         El tratamiento previo implica que

haya maquinaria que también haría

parte de las emisiones que se desean

reducir en esta zona.

ESCENARIOS DE APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

VENTAJAS

DESVENTAJAS

72

4.2.2 Escenario de generación de energía con tratamiento previo del gas. Para el análisis de este escenario se apoya el estudio con el informe previo de la compañía, en el cual se realizaron simulaciones para estimar el resultado de las características después del tratamiento del gas asociado al Campo Orito, y evaluar su viabilidad en otros proyectos de desarrollo. El aporte más importante de la simulación es que implementando este tratamiento se logra reducir el alto contenido de CO2 del gas a un 33,222% y aumentando su poder calorífico hasta un valor de 48.806,88KJ/m3106, tabla 11, lo cual contribuye a alcanzar una mayor eficiencia en la generación de energía a diferencia de la primera alternativa. De igual manera la segunda alternativa sigue planteando la utilización de la turbina GT333S, pero logrando ahora una mayor eficiencia al mejorar la calidad del gas como se mencionó anteriormente, lo que implica que se debe realizar un tratamiento al gas asociado para alcanzar estos valores. Para este proceso se seleccionó la tecnología de membranas de separación como la más apropiada para endulzar estos tipos de gases atípicos, debido a que por su alto contenido de CO2, no es recomendable utilizar las tecnologías convencionales de endulzamiento, por ejemplo, absorción con aminas, pues demandaría no solo de gran área de construcción, sino también de inversiones y gastos de operación y mantenimiento muy altos.

106 ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA

J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010.

73

Tabla 11. Composición y poder calorífico del gas de Orito resultante del proceso de endulzamiento simulado

Fuente: ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010.

4.3. DISEÑO DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA Mediante el proceso analítico jerárquico (PAJ) se llevará a cabo la selección de la mejor alternativa para la generación de energía eléctrica en el Campo Orito, este proceso se plantea por medio de criterios previamente establecidos relacionados principalmente a los objetivos específicos y variables planteadas, logrando evaluar la opción que mejor se adapte al proyecto. Este proceso se define como el “método básico de toma de decisiones que, mediante la formulación de un problema a través de una estructura jerárquica, permite seleccionar la mejor alternativa dentro de un conjunto de alternativas posibles107”

107 CASTILLO HERNÁNDEZ MARIO, Toma de decisiones en las empresas: entre el arte y la técnica: metodologías, modelos y herramientas, Universidad de los Andes, Facultad de Administración, Ediciones Uniandes, Bogotá, 2006.

Componentes

% molar después

del tratamiento

Metano 22,335

Etano 9,194

Propano 20,256

Isobutano 3,573

Normal butano 7,303

Isopentano 1,142

Normal pentano 0,839

Hexano 0,098

Heptano 0,010

Octano 0,001

Nonano 0,000

Decanos 0,000

Dióxido de Carbono 33,222

Nitrógeno 1,564

Agua 0,031

Poder calorífico (kJ/ m3) 48.806,90

74

Las alternativas que se proponen para utilizar el gas, en el sector industrial, requieren del cumplimiento de criterios basados en la sostenibilidad, dirigidos a implicaciones sociales, económicas y ambientales. Dichas alternativas deben cumplir unos niveles de continuidad y calidad de servicio energético aceptable para el campo, ser acordes a la infraestructura existente, generar un mínimo impacto sobre el medio ambiente y que así mismo, sean social y económicamente sostenibles. Figura 13. Estructura tipo PAJ del proyecto.

Fuente: elaboración propia.

En la construcción de criterios se descompone el problema en las variables más relevantes nombradas en el capítulo anterior, acondicionadas a las características que el campo presenta en el momento, centrándose en cumplir con el objetivo y mostrando las dos alternativas que entran en consideración para el análisis. El método matemático para la estimación de los pesos de los criterios se define como “El método de valores propios” de Staaty, este método fue creado para evaluar alternativas cuando se consideran varios criterios y se basa en el principio de que la experiencia y el conocimiento de los actores son tan importantes como los datos utilizados en el proceso108. A los criterios seleccionados, se les debe asignar un indicador, ya sea cualitativo o cuantitativo, de tal manera que permita obtener un patrón de comparación en función de los objetivos fundamentales para la evaluación de las alternativas.

108 THOMAS L. SAATY, “How to Make a Decision”, European Jorurnal of Operational Research,

48:9-26, 1990.

75

4.3.1 Establecimiento de objetivos y criterios de evaluación para la selección del escenario óptimo para el aprovechamiento del gas asociado. Para lograr una adecuada selección de la mejor alternativa de aprovechamiento del gas asociado para la generación de energía eléctrica, es necesario establecer los objetivos fundamentales que están vinculados al objetivo principal del proyecto. Los tomadores de decisiones reconocen la necesidad de establecer los objetivos, como un paso clave para la evaluación de las alternativas en un proceso de decisión109. De esta manera, los objetivos fundamentales del proyecto se enfocarán en los aspectos ambiental, sanitario, económico, técnico y tecnológico como se muestra en el cuadro 4.

Cuadro 4. Objetivos fundamentales.

Fuente: elaboración propia.

Los objetivos fundamentales anteriormente definidos se plantearon a partir de las variables necesarias para la generación de energía y de los requerimientos técnicos necesarios para la implementación de la tecnología seleccionada, turbina Flex Energy GT333S, dados por la compañía en el estudio realizado al Campo Orito. Además, cada uno de los objetivos está vinculado con las consecuencias que trae la quema y venteo del gas asociado en Campo Orito, lo cual es la causa principal para llevar a cabo el proyecto de aprovechamiento.

109 PERPIÑAN, Adrian. Metodología para la evaluación y selección de alternativas de

aprovechamiento, ahorro y uso eficiente del agua en el sector institucional. Universidad Nacional

de Colombia. Facultad de Minas. 2013. 68 p.

OBJETIVO DEFINICIÓN

Ambiental

Reducir las emisiones

generadas por la quema de

gas y motores diésel

Sanitario

Minimizar los riesgos a la

salud de la comunidad

cercana

Reducir costos de operación

Minimizar inversión inicial

Maximizar la continuidad del

servicio de energía en ZNI

Rendimiento óptimo de la

turbina en un rango seguro

de contenido de CO2

Tecnológico Maximizar el potencial del gas

Económico

Técnico

76

Los objetivos fundamentales del proyecto en evaluación, serán los criterios mediante los cuales se definirá la mejor alternativa de aprovechamiento. A cada uno de los objetivos o criterios seleccionados se le debe asignar un indicador, ya sea cualitativo o cuantitativo, de tal manera que permita obtener un patrón de comparación para las alternativas evaluadas110. La unidad de cada criterio definirá el valor de calificación, dependiendo del peso asignado a cada uno, tabla 12. Tabla 12. Definición de los indicadores y unidades asociadas a cada objetivo fundamental.

Fuente: elaboración propia

A partir de los criterios establecidos, se proseguirá a determinar el peso y relevancia de cada uno de estos.

4.3.1.1 Descripción de objetivos y criterios de evaluación para la selección del escenario óptimo para el aprovechamiento del gas asociado. De acuerdo a los criterios establecidos para la selección de la mejor alternativa de aprovechamiento del gas asociado al Campo Orito, se establece el peso asignado a cada uno de estos, por medio de la evaluación del impacto operacional de los mismos.

110 PERPIÑAN, Adrian. Metodología para la evaluación y selección de alternativas de

aprovechamiento, ahorro y uso eficiente del agua en el sector institucional. Universidad Nacional de Colombia. Facultad de Minas. 2013. 72 p.

OBJETIVOS C CRITERIOS INDICADORES UNIDAD

Ambiental C1

Reducir las emisiones generadas

por la quema de gas y motores

diésel

Contaminantes liberados a la

atmósferaton/año

Sanitario C2Minimizar los riesgos a la salud de

la comunidad cercanaRiesgos sobre la salud 1,0/10,0

C3 Reducir costos de operación Costos operativos $/año

C4 Minimizar la inversión inicial Costos de inversión $

C5Maximizar la continuidad del

servicio de energía en ZNIConfiabilidad en el servicio 1,0/10,0

C6

Rendimiento óptimo de la turbina

en un rango seguro de contenido

de CO2

Porcentaje molar de CO2 %

Tecnológico C7 Maximizar el pontencial del gas Poder calorífico BTU/ft3

Económico

Técnico

77

Criterio 1. Reducción de emisiones generadas por la quema de gas y motores Diésel. A partir de este criterio se evalúa la cantidad de emisiones que cada alternativa tenga la capacidad de mitigar, no solo por el gas que evita ser quemado, sino además por la cantidad de emisiones generadas por la turbina debido al proceso de combustión que realiza para la generación de energía. El peso de este criterio estará regido con base a las regulaciones e iniciativas nacionales e internacionales de mecanismos de desarrollo limpio, se asigna un peso de 15/100 debido a la importancia del ámbito ambiental en el proyecto, sin embargo, este criterio no es un requisito previo para la generación de energía del campo. Criterio 2. Minimizar los riesgos a la salud humana. La seguridad industrial es un factor de vital importancia en la industria, sin embargo, esta se ve afectada por las emisiones no controladas de estos gases que sin darse cuenta afectan significativamente la salud humana a largo plazo, ocasionando algunas enfermedades respiratorias, además de afectaciones por el alto nivel de CO2 contenido en el gas111. Por medio de este criterio se mide la mitigación al daño ocasionado por estas emisiones contaminantes, mejorando así la seguridad industrial en el campo y disminuyendo el daño a las comunidades cercanas, otorgándole un peso de 10/100. Criterio 3. Reducir costos de operación. En cuanto al aspecto económico, uno de los criterios a evaluar se enfoca en la reducción de costos operacionales112 que aportarían las turbinas, generando energía a partir de un combustible que estaría disponible por la producción del campo, reemplazando el diésel que debe comprarse para el abastecimiento de energía eléctrica necesario en algunos pozos. Teniendo en cuenta que los gastos diarios de combustible y mantenimiento de la maquinaria utilizada en la actualidad, abarcan mínimo un 30% de costos operacionales del campo, además del pago obligatorio de regalías por quema de gas que la compañía debe asumir anualmente, se determinará la calificación de cada alternativa ya que el gas asociado a la producción de hidrocarburos que será aprovechado, no representa costos asociados a combustible ni a pago de regalías. Su peso será de 10/100.

111 FRIENDS OF THE EARTH, “Gas Flaring in Nigeria,” Media Briefing, 14 October 2004.

www.foe.co.uk/resource/media_briefing/gasflaringinnigeria.pdf 112 JESÚS MEZA OROZCO, JHONNY, EVALUACIÓN FINANCIERA PROYECTOS, 4ta Edición,

ECOE EDICIONES, 2014, capítulo 1 p. 12.

78

Criterio 4. Minimizar inversión inicial. Otro de los criterios establecidos para la evaluación de la parte económica es minimizar la inversión inicial113, por medio de éste se busca determinar cuál de las dos alternativas requiere de una mayor inversión para su aplicación y de esta manera dar una perspectiva a la compañía que determine el alcance final del proyecto en evaluación. Partiendo de lo anterior, se reconoce que la inversión de la propuesta para mejorar el potencial de desarrollo y la sostenibilidad del campo a largo plazo, usando un recurso combustible producido por décadas, es fundamental para iniciar el proyecto de aprovechamiento. Por ende, su calificación estará determinada por la infraestructura necesaria para los procesos de transporte y tratamiento previos del gas, el peso dado será de 15/100. Criterio 5. Maximizar la continuidad del servicio en Zonas No Interconectadas. Las Zonas No Interconectadas del campo se abastecen actualmente de energía por medio de generadores con motores diésel que garantizan el funcionamiento adecuado y continuo de los pozos. Al buscar una alternativa para reemplazar estos generadores, se determina mediante este criterio, en qué proporción pueden las alternativas propuestas, garantizar la continuidad de la generación de energía eléctrica que provee un generador de combustible diésel en el campo. La calificación máxima será 10/100 sí al desarrollar la alternativa implementando las nuevas tecnologías de turbinas, se garantiza el funcionamiento continuo de los generadores para así poder cumplir con la cuota de energía eléctrica requerida. Criterio 6. Rendimiento óptimo de la turbina en un rango seguro de contenido de CO2. La turbina Flex Energy seleccionada para la generación de energía admite un porcentaje de CO2 hasta de 70 % molar114. De esta manera, se parte de dicho criterio para evaluar el óptimo rendimiento de la turbina, debido a que el proceso no sería lo suficientemente seguro sí la turbina trabaja a la mayor capacidad de CO2, lo cual podría poner en riesgo el adecuado funcionamiento de la misma. En ese orden de ideas, el factor de confiabilidad y certeza para la tecnología que se quiere evaluar en el campo, debe garantizar que se encuentra en un valor prudente para poder operar, otorgándole así un peso de 20/100.

113 Ibid., capítulo 1 p. 18 114 FLEX ENERGY, High Efciency Gas Turbine Generator with Ultra Low Emissions GT333S, [en

linea] http://www.flexenergy.com/wp-content/uploads/2018/04/71000067_Flex-Turbine-GT333S-Spec-Sheet-3.pdf

79

Criterio 7. Maximizar el potencial del gas. Por medio de este criterio se evalúa

la eficiencia teórica que pueda utilizar cada alternativa del gas asociado al campo,

en este caso del gas tratado y del gas sin tratar, para así mejorar significativamente

el proceso de combustión llevado a cabo por las turbinas de acuerdo al poder

calorífico del gas analizado. Dicho esto, se evaluará que tan eficiente es el proceso

de acuerdo a las características del gas y que tanta energía puede generar con un

volumen de gas determinado entregado a la turbina, a partir de la medición de esta

variable se lograría entregar valores de eficiencia, obteniendo el mayor beneficio

para el campo, que ha producido gas con tasas del orden de 5,96 MMSCFD en

promedio durante los últimos 3 años115 y un poder calorífico que en definitiva se

puede aprovechar, manejando un rango de 350 a 2.500 BTU116. En esta medida, es

preciso atribuirle un peso a este criterio de 20/100.

4.4. IMPLEMENTACIÓN DE LA MATRIZ DE SELECCIÓN DEL ESCENARIO

ÓPTIMO PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO

El siguiente paso consiste en presentar la matriz que permita valorar las alternativas consideradas para el campo; estas tendrán un lugar conforme a su grado de importancia y urgencia. La alternativa asignada al cuadrante 1 será la solución para el plazo de desarrollo corto, la ubicada en el cuadrante 2 será la considerada para el plazo más largo de desarrollo, debido al tratamiento previo del gas. Todas las alternativas aprobadas estarán asociadas a la disponibilidad de los recursos A partir de lo mencionado, se lleva a cabo la evaluación de las alternativas propuestas, tabla 13.

115 Balance Producción de Crudo y Gas 2016-2018 de la ANH, [en línea] disponible en

http://www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Sistema-Integrado-de-Operaciones/Paginas/Estadisticas-de-Produccion.aspx 116 CREG, Especificaciones De Calidad Del Gas Natural En El Punto De Entrada Del Sistema

Nacional De Transporte De Gas, 25 de Julio de 2008, [en línea] disponible en, http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/ffad21a8c27fd8a20525785a007a7086/$FILE/D-062-08%20N%C3%9AMERO%20DE%20WOBBE.pdf

80

Tabla 13. Matriz de valoración de las alternativas

Fuente: elaboración propia

Al llevar a cabo la segunda etapa del método de selección, se obtiene como resultado que la segunda alternativa es la que obtuvo una mejor valoración, con una calificación de 52,3/100, a partir de los criterios anteriormente establecidos. 4.4.1 Validación de los criterios de la matriz de selección del escenario de generación de energía con tratamiento previo del gas. Para el completo análisis de las razones por las cuales se seleccionó la anterior alternativa, es necesario validar los puntajes que recibió en cada uno de los criterios presentados a continuación. 4.4.1.1 Criterio 1. Reducción de emisiones generadas por la quema de gas y motores Diésel. Correspondiente a la reducción de emisiones la primera alternativa tendrá una menor contaminación, debido a que no se tendrá en cuenta tratamiento previo, sin embargo, la calidad del gas es baja, es por esto que la calificación es de 11/15. Para la alternativa número dos, se obtuvo una calificación de 9/15, debido a que el tratamiento del gas implica cierto nivel de contaminación al ambiente, aunque la calidad de este gas sea mejor. 4.4.1.2 Criterio 2. Minimizar los riesgos a la salud humana. Estos riesgos representan una afectación a los operadores si se ubican en un radio menor a 10 m de la turbina, ya que se exponen a 62 dB de ruido. La exposición prolongada a estos decibeles puede llegar a aumentar los problemas extra auditivos alterando el bienestar de las personas. Ambas opciones se valoran con 5/10, esto debido a que, en ambos casos el sonido generado por la turbina es el mismo, de igual forma, las dos alternativas cumplirán con su correcto funcionamiento.

Ambiental Sanitario Tecnológico

1Alternativa sin

tratamiento del gas11 5 8,5 5,7 10 1 4,5 45,7

2 Alternativa con

tratamiento del gas9 5 2,7 4,6 10 10,5 10,5 52,3

15 10 10 15 10 20 20 100

Técnico

C6 C7 TotalC5

Valor máximo

C1 C2 C3 C4Alternativas

CriteriosEconómico

81

4.4.1.3 Criterio 3. Reducir costos de operación. El indicador utilizado para la calificación es el costo anual requerido para la operación de cada una de las alternativas. A partir de lo anterior, se establece un monto máximo de operación anual, fijado en USD $200.000, Dicho esto, se obtiene una calificación de 2,7/10 para la alternativa con tratamiento de gas, por acercarse más al valor máximo establecido, debido a los costos operacionales que necesita la planta, además del mantenimiento anual de las turbinas. Para la alternativa sin tratamiento se asigna una calificación de 8,5/10, basada en el menor costo operacional requerido, ya que solo se generan gastos anuales por el mantenimiento de las turbinas.

4.4.1.4 Criterio 4. Minimizar inversión inicial. El factor financiero que evalúa este criterio es la inversión inicial requerida para la implementación de la estrategia seleccionada, esta obtiene un puntaje más bajo ya que necesita una mayor inversión inicial debido al previo tratamiento del gas asociado, el tope máximo de inversión establecido para calificar este criterio fue de USD$10.000.000, evaluado a partir de los altos costos operacionales que presenta el campo actualmente, los cuales podrían convertirse en ahorro para la empresa. 4.4.1.5 Criterio 5. Maximizar la continuidad del servicio en Zonas No Interconectadas. Ambas alternativas proporcionan total continuidad para la generación de energía eléctrica en el campo, por lo cual se establece una calificación máxima de 10/10 para las dos alternativas, debido a que ninguna presentaría problemas en la prestación del servicio requerido.

4.4.1.6 Criterio 6. Rendimiento óptimo de la turbina en un rango seguro de contenido de CO2. Para el criterio número seis, el indicador establecido se refiere al rango de porcentaje molar de CO2 que acepta la turbina seleccionada, el cual se encuentra entre 0 y 70%. A partir de lo anterior, se otorga una calificación de 1/20 para la alternativa número uno, a causa de la gran cantidad de CO2 contenido en el gas sin tratar, el cual alcanza un valor de 68,8%. En cuanto a la alternativa dos, esta alcanza una calificación de 10,5/20, ya que, al proponer un tratamiento de gas para esta alternativa, el porcentaje molar de CO2 se reduce a un 33,22%, lo cual genera un rendimiento más óptimo de la turbina, además de una operación mucho más segura.

4.4.1.7 Criterio 7. Maximizar el potencial del gas. En cuanto al criterio número siete, evaluado a partir del poder calorífico del gas utilizado en cada alternativa, se utiliza el rango permitido por la turbina GT333S, el cual se encuentra entre 350 y 2.500 BTU, para así asignar la calificación de las alternativas analizadas. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, al tener un poder calorífico de 573,85 BTU para la alternativa uno, esta obtiene una calificación de 4,5/20. La alternativa dos al contar con un tratamiento del gas previo a la generación, cuenta con un poder calorífico de 1.310 BTU, lo que contribuye a alcanzar una mayor eficiencia en la generación de energía, por lo cual su calificación es de 10,5/20.

82

Después de aplicar el método de selección, se pudo determinar que, aunque en la primera alternativa el costo de inversión inicial es menor, los factores determinantes para la elección de la mejor opción de inversión a largo plazo para el campo, se determinan a partir de la confiabilidad que pueda brindar el proceso dentro de los márgenes óptimos de operación. En este caso, para el desarrollo de la segunda alternativa la cual propone un tratamiento previo del gas producido en el campo, se tomará en cuenta el análisis realizado por Ecopetrol, donde se simula por medio del sistema HYSYS el módulo que mejor se ajusta a las propiedades del gas para el adecuado tratamiento, obteniendo el diagrama de flujo del mismo, figura 14.

83

Figura 14. Diagrama de Flujo del proceso de endulzamiento para el gas del Campo Orito

Fuente: ROA DUARTE C.E, MENESES AMAYA M.J, FERREIRA GUERRA R, CASTAÑO VALDERRAMA J.G. Uso Integral Del Gas Producido De Los Campos Del Putumayo Para La Recuperación De Condensados Y Autogeneración. Bucaramanga (Colombia), 23: 111-124, Junio – 2010

84

5. RESULTADOS Y ANÁLISIS A partir de análisis teórico se estableció el diseño de una metodología para evaluar y seleccionar entre tecnologías, la más apropiada para la autogeneración mediante el aprovechamiento del gas asociado al Campo Orito, respaldando el método por medio de dos matrices de selección. Entre la alternativa seleccionada para cumplir con las necesidades energéticas que requiere el campo, se definieron dos escenarios, que por sus características lograban cumplir con los requerimientos en el ámbito ambiental y operacional, para así mejorar el proceso de generación de energía del campo, aprovechando un recurso que tiene potencial alto energético y económico. 5.1 CALIFICACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS APTAS PARA EL

APROVECHAMIENTO DEL GAS ASOCIADO Los resultados obtenidos que se mostraron acerca de la tecnología que mejor se adapta a las necesidades básicas de aprovechamiento para la generación de energía inicialmente para el Campo Orito, siendo Flex Leasing Power and Service la que cumple a cabalidad con los requerimientos técnicos obligatorios nombrados en el capítulo anterior, gráfica 4.

Gráfica 4. Porcentaje de cumplimiento de tecnologías de aprovechamiento

Fuente: elaboración propia.

Para definir el cumplimiento de las tecnologías que son aptas para la evaluación de los requerimientos básicos del campo, se muestra que en la gráfica de resultados el mayor porcentaje obtenido fue de 100%, y es claro que la tecnología que ofrece

85

dicha empresa será la que mejor se acomode a las variables del campo que se definen como:

Consumo energético actual en el campo, el cual tiene un mínimo de potencia definido en 120 Kw, que se cubre mediante el uso de grupos electrógenos que funcionan con diésel.

La composición del gas, que para este campo posee ciertas variables en sus porcentajes molares que difieren en gran medida de las del gas natural de uso industrial, hacen que sea clasificada como una variable primordial al momento de escoger entre las diferentes opciones de tecnologías de aprovechamiento desarrollada.

La disponibilidad de que la tecnología escogida pudiera desarrollarse en una zona con las condiciones ambientales de esta región.

5.2 CALIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE EVALUACIÓN PARA LA

IMPLEMENTACIÓN DE TURBINA GT333S DE FLEX LEASING POWER AND SERVICE EN LOS DOS ESCENARIOS

Estos criterios de evaluación se basan en las variables más relevantes para el Campo Orito, debido a que se debe garantizar el funcionamiento continuo del servicio de energía eléctrica y la confiabilidad de éste en rangos operacionales prudentes, gráfica 5.

Gráfica 5. Calificación de los criterios de evaluación-

Fuente: elaboración propia.

86

Para la selección de alguno de los dos escenarios que contemplan el uso de la turbina GT333S de Flex Energy, el peso que se le dio a cada criterio es determinado con base a que es necesario asegurar que el proceso de generación de energía sea seguro y confiable para el campo y sus operadores, es por eso que se considera en la alternativa con un previo tratamiento del gas. De igual manera el tratamiento del gas del Campo Orito ayuda a que varios de los criterios también evaluados en la matriz superen la calificación de la Alternativa 1, viéndose reflejado en el poder calorífico debido a que la turbina proporcionaría una eficiencia energética mayor con un gas de mejor calidad. Es importante resaltar que el estudio del tratamiento del gas se realizó con base en los estudios previos hechos por Ecopetrol en el mismo campo. 5.3 COMPARACIÓN SITUACIÓN ACTUAL DEL CAMPO Y ESCENARIO DE

GENERACIÓN DE ENERGÍA CON TRATAMIENTO PREVIO DEL GAS El Campo Orito es actualmente uno de los campos con mayor desperdicio de gas en Colombia de acuerdo a la comparación y el análisis efectuado según la producción fiscalizada de la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) con un valor promedio de 4 MMPCPD quemado en teas. Además, sus recursos para el abastecimiento de energía son gastados en la compra y mantenimiento de generadores con motores diésel los cuales también son participes en la contaminación del entorno donde se encuentra el campo. A partir de este problema el resultado que más le conviene al campo para corregir esta situación es la de implementar la alternativa de generación de energía con tratamiento previo del gas, para la mitigación de la quema del gas asociado, donde se plantea una opción que contribuye a mejorar el manejo de este recurso y disminuir los daños causados por esta práctica, los cuales fueron descritos anteriormente. Al realizar la comparación entre el escenario actual y el de la estrategia para el aprovechamiento del gas asociado en Campo Orito, mitigando así el gran daño ocasionado por la quema y venteo del mismo, se proyecta el impacto positivo a largo plazo para la vegetación y la vida silvestre, la reducción de riesgos para la población tanto local como regionalmente y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero con todo lo que esto implica, generando un gran beneficio para todas las partes que han sido afectadas durante la vida de explotación del campo en el municipio. El aporte más significativo que podría obtenerse usando la alternativa de mitigación de la quema y venteo de gas es la reducción en la emisión de gas metano, CO2 y gases de efecto invernadero al medio ambiente debido a las emisiones por generadores eléctricos diésel y gas de flama. Evitando la liberación 31.376

87

toneladas de CO2 al año por parte del gas de tea y 17.028 toneladas de CO2 al año provenientes del uso de combustible tipo diésel en esta zona. 5.4 ANÁLISIS DE ALTERNATIVA DE APROVECHAMIENTO PARA EL

CAMPO COMO MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) surge del Protocolo de Kyoto como una alternativa innovadora tomando en cuenta el mercado de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a través de la implementación de Proyectos y Programas de Actividades (Programme of Activities, PoAs siglas en inglés) en los variados sectores productivos como el industrial, energético, forestal, de residuos y de transporte en el ámbito nacional, que generen emisiones de GEI118. De acuerdo a lo anterior, el desarrollo de la alternativa seleccionada demuestra que sí existe la viabilidad de usar el gas producido del Campo Orito, el cual ha sido subestimado a lo largo de la historia del campo, en cuanto a sus reservas y rezagado por su composición, debido a su alto contenido de compuestos contaminantes, hallados en el estudio de Ecopetrol hecho para el Campo Orito en el 2010. Con el objetivo de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, modificando las maneras tradicionales implementadas en la industria para disponer del gas asociado, el cual es quemado actualmente en las teas, se logra probar que el escenario con tratamiento previo y el uso de la turbina GT333S Flex Energy, puede convertirse en un mecanismo de desarrollo limpio el cual aproveche este recurso, contribuyendo al mejoramiento de las eficiencias operacionales, reduciendo los residuos generados por la industria de los hidrocarburos. 5.5 RESULTADO DE LA MITIGACIÓN DE GASES CONTAMINANTES En razón del desaprovechamiento y liberación a la atmosfera del gas producido en el campo Orito por más de 40 años, se propone que el escenario de aprovechamiento ya nombrado puede darle un uso integral a este gas, en busca de corregir y mejorar esta situación.

El análisis referido al impacto ambiental, se verá reflejado en la mitigación de las emisiones contaminantes constantes con base a los focos definidos por el Sistema de Información Ambiental de Colombia (SIAC), el cual aporta activamente información sobre procesos por parte de concertación interinstitucional, intersectorial e interdisciplinario, liderado por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) y varios Institutos de Investigación Ambiental, en el cual se

118 Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, Mecanismos de Desarrollo Limpio, [en línea] consultado el 05 de mayo 2019, Disponible en http://www.minambiente.gov.co/index.php/component/content/article/466-mecanismos-dedesarrollo-

88

resaltan los lugares donde hay mayor concentración de actividades que aportan a la liberación de gases contaminantes, el escenario tendencial de evaluación para el Campo Orito parte del posible aprovechamiento y la reducción de emisiones por parte de las teas y los grupos electrógenos y se verán representadas en toneladas de CO2, es importante aclarar que el análisis no llega a ser para el indicador total de CO2 equivalente para cuantificar la huella de carbono en esta área, sin embargo el cálculo estuvo determinado de una manera similar, ver ecuación 2, como se observa a continuación.

Ecuación 2. Cálculo de toneladas emitidas en el Campo Orito

𝑇𝑜𝑛𝑒𝑙𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2

= 𝐷𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑐𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝐾𝑔, 𝐿, ℎ𝑎,𝐾𝑤

ℎ. . )

∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (𝑡𝑜𝑛𝑒𝑙𝑎𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 𝑒𝑞 /𝑐𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑)

Fuente: Guía para el cálculo y reporte de Huella de Carbono Corporativa, Secretaría Distrital de Ambiente Subdirección de Políticas y Planes Ambientales 2015 119

Se estima que si se sigue permitiendo la quema de gas en el Campo Orito y uso del total de energía en toda la cadena de los hidrocarburos del cual no se obtuvo el total de información debido a las limitaciones de disponibilidad de registro de cada una de estas, el campo se estaría alejando de la meta de desarrollo bajo en carbono de mediano y largo plazo, afectando al desarrollo del país e incurriendo en aumentos del riesgo y el impacto potencial contaminante hacia un nivel alto en los próximos años, generando que la huella de carbono en esta zona sea mayor, figura 15.

119 Guía para el cálculo y reporte de Huella de Carbono Corporativa, Secretaría Distrital de Ambiente

Subdirección de Políticas y Planes Ambientales, 2015 [en línea] consultado el 23 de mayo 2019, disponible en http://www.ambientebogota.gov.co/en/c/document_library/get_file?uuid=f64a7ccd-8a76-4d0d-b6de-33a3f08576fc&groupId=586236

89

Figura 15. Impacto potencial por emisiones en Campo Orito 2011-2040.

Fuente: Sistema de Información Ambiental de Colombia, 2019.120

Los factores que hacen parte para el balance apropiado de CO, mientras no se tenga control en las medidas de quema para esta zona los volúmenes permanecerán cercanos a los 4 MMPCD, lo cual corresponde a la producción promedio de gas asociado del campo, según los datos fiscalizados por la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburo). Gráfica 6.

120 Sistema de Información Ambiental de Colombia, 2019, [en línea] consultado el 28 de mayo

2019, disponible en http://sig.anla.gov.co:8083/

90

Gráfica 6. Toneladas de CO2 liberadas a la atmósfera por quema de gas en Campo Orito

Fuente: elaboración propia.

Unido a la quema realizada en el campo, evaluar que las emisiones que se originan por el uso de combustible tipo diésel son otro factor importante, ya que, todo mecanismo o equipo que funcione a partir de este combustible tiene un factor de emisión que indica la masa de CO2 generada por volumen de diésel utilizado para el proceso de combustión. El factor de emisión correspondiente al diésel es de 2.79 kg de CO2/ll. A partir de este factor, se puede realizar el cálculo para determinar cuántas toneladas están siendo liberadas a la atmosfera, asumiendo un uso constante de los motores en el campo durante todo un año. La conversión se realizará con los datos actuales de consumo de diésel por hora de la muestra seleccionada en la base datos.

Tabla 14. Toneladas de CO2 anuales emitidas por

motores diésel utilizados en el Campo Orito

Fuente: elaboración propia.

UBICACIÓN l/año ton CO2/año

POZO ORITO 105 299.808 836

CGE ORITO 36 515.808 1.439

POZO ORITO 72 503.712 1.405

CENTRO DE GENERACIÓN

POZO ORITO 109-121 819.072 2.285

POZO ORITO 5 503.712 1.405

CENTRO DE GENERACIÓN

POZO ORITO 112-125-126 1.730.592 4.828

CGE-ORITO 130-152-169 "CIRO

PORRAS" 1.730.592 4.828

TOTAL 6.103.296 17.026

91

De acuerdo a lo anterior, la masa de CO2 liberada por la muestra representativa de los motores diésel ubicados en el campo, es de 17.028 toneladas al año. Y el total de toneladas de dióxido de carbono liberado tomando en cuenta la muestra de motores y el total de gas quemado en teas seria de 48.404 TON CO2/año siendo un resultado que afectaría en gran medida el entorno a largo plazo como se explicó anteriormente.

92

6. ANÁLISIS FINANCIERO El Campo Orito es un campo maduro con producción y quema de gas significativas en los últimos años, a partir de este potencial de crecimiento que demostró tener el sector del gas, fue necesario tomar en cuenta el estudio de las oportunidades para mejoramiento y la utilización de los recursos que el campo ha poseído durante toda su vida productiva, resaltando así mismo, que las propiedades naturales del gas asociado directamente a los pozos se podrían valorizar en incrementar su funcionalidad tomando en cuenta el tratamiento del mismo, es por esto que se evaluaron las mejores alternativas que aprovecharían el potencial energético que el gas posee, de acuerdo a los capítulos anteriores en la investigación presentada se pudo definir que mediante la evaluación de criterios determinantes para el análisis de un nuevo método para la utilización del gas en el Campo Orito es viable. Para efectuar la evaluación financiera del proyecto, inicialmente se calcula los costos estimados de operación que tiene Ecopetrol S.A. con la utilización de generadores diésel y los costos que generaría la implementación de la turbina Flex Energy GT333S, tomando en cuenta el tratamiento previo requerido para el gas seleccionado, y con estos finalmente evaluar y comparar las diferentes alternativas de solución en los mismos términos. Con el fin de obtener el análisis completo del proyecto, también se requiere de la evaluación de los indicadores financieros, el Valor Presente Neto (VPN); con la correspondiente unidad monetaria, el Dólar Estadounidense (USD), el horizonte de tiempo en el cual se realizará la evaluación financiera será de diez (10) años, con periodos anuales; además el valor establecido para el indicador de Tasa Interna de Oportunidad (TIO) será tomado el determinado por Ecopetrol S.A de 15% anual. 6.1 ANÁLISIS DE INVERSIÓN (CAPEX) El CAPEX para las compañías es de gran importancia, debido a que el gasto que estas realizan en bienes de capital o activos físicos se realizan con el objetivo de mejorar y aumentar los niveles de producción144. En cuanto a la evaluación para este proyecto, se busca plantear la inversión necesaria para las maquinas que produce Flex Energy con el fin de reducir los costos que se ven asociados a los generadores que se utilizan actualmente y el pago de regalías que es requerido por el estado al estar quemando el gas del campo. La propuesta de las turbinas considera también la inversión de la planta de tratamiento de gas; para la cual se estimaron valores de instalación y costos asociados a partir de los cálculos de la implementación de una planta con una

144 AMENDOLA. Luis; DEPOOL. Tibaire y CASTILLO. María. Impacto de los CAPEX y OPEX en la

gestión de activos. [En línea] [Citado el 22 de mayo del 2019] Disponible en: https://es.linkedin.com/pulse/impacto-de-los-capex-y-opex-en-la-gesti%C3%B3n-activos-amendola.

93

capacidad menor que la producción actual del Campo Orito, estimada en el 2014. Para los costos de inversión se tuvo que actualizar la tasa de cambio que se maneja en el mercado a la fecha que es de $3.162,27145. 6.1.1 Inversión a realizar para la implementación del proceso nuevo en el campo. La inversión inicial del proyecto en evaluación se basa en los costos asociados a la planta de tratamiento para el gas asociado, cuadro 5, además de los costos asociados a la implementación del sistema de turbinas seleccionado como la mejor alternativa, cuadro 6.

Cuadro 5. Costos asociados a la planta de tratamiento de gas

Fuente: elaboración propia. Cuadro 6. Costos asociados a las turbinas GT333S

Fuente: elaboración propia.

6.2 ANÁLISIS DE COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX)

El OPEX se define como “los costos asociados al mantenimiento de los equipos, incluyendo tanto los costos de consumibles y otros costos necesarios para llevar a cabo la actividad, así como otras partidas a las que la empresa debe hacer frente al margen de su producción, como pueden ser las nóminas o los impuestos”146. 6.2.1 Costos de generación de energía. Representa los costos asociados a los motores tipo diésel que operan actualmente en el campo, tomando como muestra 145 1 USD= 3.162,27 COP Disponible en internet: consultado el 22 de mayo del 2019 146 AMENDOLA. Luis, et al. Op. cit. https://es.linkedin.com/pulse/impacto-de-los-capex-y-opex-en-la-

gesti%C3%B3n-activos-amendola.

ACTIVIDAD COSTO (U$)

Costo de inversión inicial planta

Transporte infraestructura y equipos

Instalacion infraestructura

Instalación equipos de tratamiento

1.393.325,00

ACTIVIDAD COSTO (U$)

Costo turbinas Flex Energy GT333S

Costo transporte turbinas

Costo instalación turbinas GT333S

Costo infraestructura adicional

6.219.374,00

94

para el análisis cinco generadores activos que producen 2.020 kW/h, los valores proporcionados fueron tomados del reporte de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) para la determinación de costos eficientes de generación por diésel en las ZNI147, cuadro 7. Cuadro 7. Costos de lubricante y combustible para motores diésel.

Fuente: CREG, USAene LLC, Determinación de costos eficientes de generación diésel en las ZNI, noviembre 2012.

A partir de lo anterior se calculan los costos de operación en la actualidad, cuadro 8.

Cuadro 8. Costos operacionales motores diésel.

Fuente: elaboración propia.

6.3 COMPARACIÓN DE EGRESOS ENTRE SITUACIÓN ACTUAL Y

ALTERNATIVA SELECCIONADA Corresponde al dinero que la empresa debe pagar por el concepto de generación de energía en las zonas no interconectadas. A partir del resultado obtenido en costos operacionales anuales, se realiza el análisis de egresos que tendría la empresa en un periodo de 10 años, para así lograr comparar los costos asociados en la actualidad, tabla 15, con los costos que se pueden obtener mediante la implementación de la alternativa de aprovechamiento para el gas asociado al Campo Orito, tabla 16.

147 CREG, USAene LLC, Determinación de costos eficientes de generación diésel en las ZNI,

noviembre 2012.

Valor 11,07 U$/gal

Transporte 0,38 U$/gal

consumo 0,0005 Gal/kwh

Valor 2,52 U$/gal

Transporte 0,39 U$/gal

almacenamiento 0,03 U$/gal

consumo 0,0885 Gal/kwh

LUBRICANTE

COMBUSTIBLE

GENERACIÓN

ENERGÍA MOTORES

DIÉSEL

2.020 kW/h

COSTO OPERACIÓN

MOTORES DIÉSEL0,26582 U$/kWh

COSTO ANUAL DE

OPERACIÓN4639437,9 U$

95

Tabla 15. Análisis de egresos del sistema de generación de energía actual para 5 generadores.

Fuente: elaboración propia.

Tabla 16. Egresos del sistema de generación de energía analizado.

Fuente: elaboración propia.

Como se ve representado en la El costo acumulado de la situación actual representa más consumo de recursos para la compañía, basándose en 5 generadores que se encuentran funcionando actualmente y que también incurren en costos de mantenimiento, ya que funcionan a máxima potencia 24 horas al día. A partir de lo

Periodo

(año)

Costos

lubricante y

combustible

(U$)

Costo

acumulado

total (U$)

0 4.639.438 4.639.438

1 4.639.438 9.278.876

2 4.639.438 13.918.314

3 4.639.438 18.557.752

4 4.639.438 23.197.190

5 4.639.438 27.836.628

6 4.639.438 32.476.066

7 4.639.438 37.115.504

8 4.639.438 41.754.942

9 4.639.438 46.394.380

10 4.639.438 51.033.818

Periodo

(año)

Costo

planta de

tratamiento

(U$)

Sueldos

planta de

tratamiento

(U$)

Mantenimiento

planta de

tratamiento

(U$)

Costo

turbinas

GT333S

(U$)

Mantenimiento

de turbinas

GT333S (U$)

Costo

anual

(U$)

Costo total

acumulado

(U$)

0 1.393.325 126.934 - 6.219.374 - 7.739.633 7.739.633

1 126.934 273.310 30.000 430.244 8.169.877

2 126.934 273.310 30.000 430.244 8.600.121

3 126.934 273.310 30.000 430.244 9.030.365

4 126.934 273.310 30.000 430.244 9.460.609

5 126.934 273.310 30.000 430.244 9.890.853

6 126.934 273.310 30.000 430.244 10.321.097

7 126.934 273.310 30.000 430.244 10.751.341

8 126.934 273.310 30.000 430.244 11.181.585

9 126.934 273.310 30.000 430.244 11.611.829

10 126.934 273.310 30.000 430.244 12.042.073

96

anterior, se observa que la alternativa propuesta aportaría un ahorro del 76,4% del balance económico para Ecopetrol S.A. 6.4 EVALUACIÓN FINANCIERA El propósito de evaluar la viabilidad financiera de la implementación de las turbinas de Flex Energy en el Campo Orito para suplir parte de sus necesidades energéticas, se realizará mediante el indicador financiero Valor Presente Neto (VPN). 6.4.1 Valor Presente Neto (VPN). Según Baca Urbina148, significa traer del futuro al presente cantidades monetarias a su valor equivalente, el cual permite determinar ganancias o pérdidas de un proyecto de inversión utilizando una tasa interna de oportunidad (TIO) en un periodo determinado. Para calcularlo se deben trasladar los flujos de los años futuros al tiempo presente y restar la inversión inicial, los flujos se descuentan a una tasa de interés de oportunidad, de acuerdo con la ecuación 3:

Ecuación 3. Valor presente neto (VPN)

𝑉𝑃𝑁 (𝑖) = −𝑃 +𝐹𝑁𝐸1

(1 + 𝑖)1+

𝐹𝑁𝐸2

(1 + 𝑖)2+ ⋯ +

𝐹𝑁𝐸𝑛

(1 + 𝑖)𝑛

Fuente: BACA, Gabriel. Fundamentos de ingeniería económica. 4ta edición. México: McGraw-Hill, 2007. p. 90.

Donde: FNE = Flujo neto de efectivo del periodo n. P = Inversión inicial en el año cero. i = tasa de referencia que corresponde a la TIO. Los criterios para el resultado del VPN son:

Si el VPN < 0 el proyecto no cumple con las expectativas del inversionista.

Si el VPN > 0 el proyecto es atractivo para el inversionista porque le ofrece una ganancia extraordinaria adicional a la TIO.

Si el VPN = 0 el proyecto es indiferente financieramente para el inversionista. 6.4.2 Tasa de interés de oportunidad (TIO). Es la tasa mínima que se utiliza para determinar el valor actual neto de los flujos futuros de caja del proyecto y es la rentabilidad mínima que se le debe exigir para tomar la decisión de invertir en un

148 BACA, Gabriel. Fundamentos de ingeniería económica. 4ta edición. México: McGraw-Hill, 2007. p. 89-90.

97

proyecto, es decir, la tasa que el inversionista espera recuperar149; Ecopetrol S.A. para esta evaluación financiera fijó una TIO del 15% efectivo anual. 6.5 FLUJOS DE EFECTIVO

A continuación, se presentan los flujos de efectivo, los cuales son una representación gráfica en periodos iguales de los egresos e ingresos del proyecto, figura 16.

Figura 16. Flujo de efectivo.

Fuente: elaboración propia.

A continuación, se presenta el flujo neto de efectivo, el cual se obtuvo restando el total de los egresos generados con el sistema de generación actual, con los egresos si se llegara a implementar el proyecto de aprovechamiento propuesto en cada periodo, figura 17. Figura 17. Flujo neto de efectivo.

Fuente: elaboración propia.

6.6 CÁLCULO DE VALOR PRESENTE NETO (VPN)

A partir del flujo neto efectivo, se relizó el cálculo para determinar el Valor Presente Neto (VPN) para el proyecto en evaluación, ecuación 4.

149 Anónimo. Finanzas Internacionales. [En línea] [Citado el 02 de noviembre del 2017] Disponible en: http://manejatusfinanzas.blogspot.com.co/p/evaluacion-de-la-inversion.html.

Ahorro 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438 4.639.438

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Costos de

operación 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244 430.244

Inversion 7.739.633

Total 3.100.195- 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194

Ingresos 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194 4.209.194

Años 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Egresos 3.100.195-

98

Ecuación 4. Desarrollo matemático de la ecuación del Valor Presente Neto.

𝑽𝑷𝑵(0,15) = −3.100.195 + (4.209.194

1 + 0,15) + (

4.209.194

(1 + 0,15)2) + (

4.209.194

(1 + 0,15)3)

+ (4.209.194

(1 + 0,15)4) + (

4.209.194

(1 + 0,15)5) + (

4.209.194

(1 + 0,15)6)

+ (4.209.194

(1 + 0,15)7) + (

4.209.194

(1 + 0,15)8) + (

4.209.194

(1 + 0,15)9)

+ (4.209.194

(1 + 0,15)10)

= 18.024.776 Fuente: elaboración propia.

6.7 CONCLUSIÓN DE LA EVALUACIÓN FINANCIERA La opción de la implementación de un sistema de aprovechamiento del gas asociado por medio del uso de las turbinas Flex Energy GT333S en los próximos 10 años para generación de energía eléctrica en el Campo Orito, es atractivo para la compañía, ya que le ofrece una ganancia extraordinaria a dólares de hoy, en un periodo de 10 años, de $18’024.776.

99

7. CONCLUSIONES

Mediante la evaluación del indicador Valor Presente Neto (VPN), se pudo

determinar que la alternativa de aprovechamiento del gas asociado al Campo

Orito, para la generación de energía eléctrica, representa una ganancia a hoy

de USD$18’024.776 para la compañía.

La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, a causa de la

quema y venteo de gas asociado al Campo Orito, genera un impacto ambiental

positivo en el entorno, cumpliendo con el valor estándar de emisión de

contaminantes a la atmósfera por fuentes fijas, que debe ser menor a 146,09

ppm de NOx al 15% de oxígeno, según la Resolución 909 del 5 de junio de

2008. Además, se evita la liberación de 4.034 toneladas de CO2 por mes.

La situación actual del Campo Orito, permitió identificar que las variables del

gas determinantes para el proceso de generación de energía son: poder

calorífico (573,85 BTU/SCF) y volumen disponible (hasta 3,75 MMPCPDC),

mediante las cuales se busca cumplir con los requerimientos técnicos de

potencial energético mínimo de 210 kW.

A partir del análisis cromatógrafico realizado al gas del Campo Orito por

Ecopetrol, se logró establecer la principal variable para dirigir el estudio hacia

tecnologías de generación de energía con amplios rangos de admisión de

contaminantes, debido a que el gas contiene 68,8% molar de CO2.

Por medio del Proceso Analítico Jerárquico (PAJ), se lograron definir los

criterios de decisión utilizados en la aplicación de las matrices de selección,

determinando así la mejor alternativa para el aprovechamiento del gas

asociado, correspondiente a la tecnología desarrollada por Flex Leasing Power

and Service (Flex Energy GT333S).

A partir de los conceptos básicos de generación de energía eléctrica en el

sector industrial, se lograron definir las alternativas útiles para campos

petroleros, enfocando el estudio hacia centrales térmicas de vapor, gas, ciclos

combinados y cogeneración.

100

8. RECOMENDACIONES

Evaluar de manera técnica y financiera el proceso de tratamiento para el gas del Campo Orito, el cual sería necesario si se llegara a implementar esta alternativa de generación de energía eléctrica.

Determinar la distribución del sistema de generación de energía actual en la zona no interconectada, cuando exista una información más precisa acerca de esta.

Evaluar la remoción del alto nivel de dióxido de carbono en el gas asociado del campo, para ser reinyectado como método de recobro mejorado con el fin de analizar a profundidad las opciones que se tienen para utilizar estos compuestos y evitar su liberación al ambiente.

Realizar una evaluación de impacto ambiental al proceso de quema y venteo de gas asociado al Campo Orito.

Evaluar el tratamiento del gas producido por el campo para generación de energía o uso doméstico de la comunidad de Orito.

Evaluar la viabilidad de utilizar bonos verdes para el proyecto en evaluación.

Identificar el método más eficiente para la correcta disposición del gas asociado al Campo Orito.

101

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106

107

ANEXOS

108

ANEXO A

RESUMEN DE LAS PROPIEDADES DE LA FICHA TÉCNICA TURBINA GT333S

w/o gas booster w/ gas booster

Tecnología

Salida electrica nomimal del sistema (kW)

Fuerza de combustible mínima (Btu/scf)

Presión de comustible mínima (psig) 70-140

Rango de presión máximo de manejo de combustible (kPa)758 965

Rango de temperatura del combustible (ºC)10 encima del punto de rocio (2)79

Consumo de combustible LHV (MMBtu/h)

Niveles de sonido (dB) (A)

Rango de temperatura ambiente

Peso del sistema (lb)

Area (ft^2)

Flujo masico de gas de escape (lb/sec)

Temperatura del gas de escape (°F)

Heat Rate/ tasa de calemtamiento (MMBtu/h)

Flujo de agua máximo (gpm)

Presión máxima del agua de entrada (psig)

Temperatura máxima del agua de entrada (°F)

Concentración de NOx en los gases de escape

Concentración de CO en los gases de escape

Tasa de calor nominal LHV (Btu/kWh) 10.502 10.827

Tasa de calor nominal HHV (Btu/kWh) 11.552 11.909

Voltaje (V)

Frecuencia (Hz)

Eficiencia eléctrica

Horas de operación con revisiones

325 to 600 WI (SW model)

80.000

205

<5 ppmv @15% O2

<5 ppmv @15% O3

480 VAC

60

33% w/o gas booster

125

DESCRIPCIÓN DEL PRODUCTOGT333

Microturbina

333

3,5

62 @ 10m

-23° to 46°C

595

6,3*13,75

5

507

1,9

225

109

ANEXO B

GENERADORES Y MOTORES DIÉSEL USADOS EN CAMPO ORITO

MOTOR modelo GENERADOR modelo kW

Caterpillar 3056 OLYMPIAN GE150 120

Caterpillar 3304 Caterpillar SR4 110

Caterpillar 3304 Caterpillar SR4 113

Caterpillar 3306 Caterpillar SR4B 210

Caterpillar 3306 Caterpillar SR4B 210

Caterpillar 3306 Caterpillar SR4B 210

Caterpillar 3306 Caterpillar SR4B 210

Caterpillar 3406 Caterpillar SR - 4 200

Caterpillar 3406 Caterpillar SR4B 275

Caterpillar 3406 Caterpillar SR4B 275

Caterpillar 3406 Caterpillar LC6 275

Caterpillar 3406 Caterpillar SR-4 275

Caterpillar 3406 Caterpillar SR4B 320

Caterpillar 3406 Caterpillar SR4B 365

Caterpillar 3412 Caterpillar SR4B 545

Caterpillar 3412 Caterpillar SR4B 591

Caterpillar 3412 Caterpillar SR4B 591

Caterpillar 3412 Caterpillar SR4B 591

Caterpillar 3456 Caterpillar SR4B 320

Caterpillar 3512 Caterpillar SR4B - GD 1360

Caterpillar 3512 Caterpillar SR4B - GD 1360

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 320

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 365

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 365

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 455

Caterpillar C15 Caterpillar LC6 693

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 591

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 591

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR4B 600

Caterpillar C27 Caterpillar SR5 724

Caterpillar C9 Caterpillar LC5 225

Caterpillar C9 Caterpillar LC5 225

Cummins NTA-855-G6 Cummins C275 D6 4 259

Cummins NTA-855-G6 Cummins C275 D6 4 288

Cummins QSL9 - G5 STAMFORD CH1434D1L-0080E 300