reporte final grupo a3 - repositorio.uniandes.edu.co

Optimizando el Desarrollo Energético

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

INYECCIÓN DE VAPOR CONTINUA

Fecha: 20-05-17

Pág.: 1 de 35

NOMBRE DOCUMENTO: REPORTE FINAL PROYECTO REVISIÓN: 1

AISLAMIENTO TÉRMICO EN SUPERFICIE: IMPACTO EN RECOBRO, EFICIENCIA TÉRMICA

Y ECONOMÍA DE UN PROYECTO DE INYECCIÓN DE VAPOR CONTINUA

REPORTE FINAL GRUPO A3

Ing. Mauricio Goyeneche – Gerente del proyecto – Cod: 201611594 Ing. Jhony Rolando Garzón – Participante activo – Cod: 201528711

Ing. Juan Pablo Guerrero – Participante activo – Cod: 201610952

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOS




Fecha: 20-05-17

Pág.: 2 de 35


CONTENIDO

Página 1. OBJETIVOS ................................................................................................3

1.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................. 3

2. METODOLOGÍA ............................................................................................3

SUPUESTOS .................................................................................................. 8

3. RESULTADOS FINALES Y ANÁLISIS ......................................................................8

3.1. Respecto a la eficiencia del aislamiento ................................................................ 17

3.2. Respecto al sistema de distribución de vapor y las configuraciones ..................................... 18

3.3. Respecto a los costos .................................................................................. 18

4. EVALUACIÓN SOCIO‐‐‐‐AMBIENTAL .............................................................. 19

4.1. Estimación Huella de Carbono ......................................................................... 23

5. EVALUACIÓN FINANCIERA ............................................................................. 25

5.1. Análisis del CAPEX del proyecto ....................................................................... 25

5.2. Análisis del OPEX del proyecto ........................................................................ 29

5.3. Simulación de Montecarlo. ............................................................................. 29

6. CONCLUSIONES ......................................................................................... 33

7. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 34




Fecha: 20-05-17

Pág.: 3 de 35


1. OBJETIVOS Evaluar el impacto en el factor de recobro y en la viabilidad económica de un proyecto de inyección continua de vapor, para un yacimiento definido, de la eficiencia térmica asociada a la correcta selección de aislante térmico en superficie.

1.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

•••• Crear un modelo de cálculo que permita integrar los elementos de superficie, subsuelo y ejecución de proyectos para la toma de decisiones técnicas y de inversión de un proyecto de inyección continua de vapor.

•••• Evaluar distintos aislantes térmicos y tecnologías de generación de vapor, disponibles en el mercado, en términos de eficiencia térmica y costos.

•••• Evaluar los escenarios de desarrollo del campo y su impacto en el factor de recobro combinados con las diversas estrategias de diseño / configuración y aislamiento térmico de la infraestructura de superficie mediante modelos de simulación de yacimientos.

•••• Evaluar el impacto ambiental del proyecto en términos de huella de carbono (TonCo2/año), valorando las restricciones ambientales vigentes en cuanto a emisión de gases.

•••• Obtener una matriz de valoración de escenarios de desarrollo del proyecto que involucre criterios de selección como: VPN a 10 años, demanda de combustible y eficiencia del proceso.

•••• Recomendar esquemas de desarrollo de infraestructura con sus características de aislamiento térmico en superficie que promuevan la eficiencia económica y maximicen el factor de recobro del yacimiento.

2. METODOLOGÍA Tal y como se propuso en el acta de constitución del proyecto, el trabajo se desarrolló atendiendo a una metodología progresiva desde lo general hacia lo específico integrando las disciplinas de ingeniería de proceso, ingeniería de subsuelo e ingeniería de proyectos buscando consolidar modelos en cada especialidad que permiten calcular los costos y los rendimientos de cada actividad para unirlos en un único modelo económico cuyos ingresos dependen del desempeño del subsuelo, el cual es función del flujo de energía al yacimiento, mientras que los gastos operacionales se asignan a las pérdidas del sistema de transferencia de vapor. A continuación se presenta el diagrama de flujo implementado en este trabajo el cual puede servir como guía para futuros trabajos de desarrollo de campos por su carácter general orientado a la integración de disciplinas bajo una ecuación de valor presente neto:




Fecha: 20-05-17

Pág.: 4 de 35


Diagrama 1. Diagrama de flujo del desarrollo del proyecto.

SOR: Steam oil ratio FR: Factor de recobro X: calidad del vapor El primer paso es disponer la de información de entrada mínima para el dimensionamiento del trabajo y la reducción de escenarios, se incluyen los datos del yacimiento (propiedades del reservorio), aspectos geográficos de localización, geometría y cantidades y otros datos de fluidos. La información de entrada permitió construir tres modelos interdependientes como se describe a continuación:

� Modelo de Transferencia Térmica: Se inicia el modelo mediante la recopilación de datos comerciales de diversos tipos de aislantes de uso común en la industria los cuales se pre-clasifican en función de la temperatura máxima de operación, sus características como inhibidor de procesos de corrosión externa y fundamentalmente, por la conductividad térmica del mismo. El cálculo de las pérdidas de energía se realiza mediante la combinación de la ley de Fourier (conducción) y la Ley de enfriamiento de Newton (convección) resultando en el descarte de todos aquellos aislantes que no cumplen con los filtros definidos y en la preselección de tres aislantes térmicos cuyas conductividades son 0.05, 0.035 y 0.02 BTU/ft.°F.d correspondientes a la lana de vidrio, la perlita expandida y el Pyrogel XT respectivamente. En forma complementaria, se estima la cantidad de tubería para alimentar a cada uno de los patrones del proyecto, lo cual fue resuelto en forma manual mediante la proposición de rutas y conexiones basadas en un sistema de información geográfico (GoogleEarth) donde se implantaron los recorridos.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 5 de 35


La definición del diámetro de cada tramo de tubería surge de un algoritmo de cálculo en el cual se introduce el número de pozos conectados, el caudal se define como el número de pozos por el caudal unitario de vapor y el diámetro se determina suponiendo una velocidad de flujo del vapor de hasta 100 ft/sec (Ecopetrol S.A., 2015). Se utilizó la herramienta Google Earth con el fin de definir la ubicación de la caldera central y las calderas satélites en cada una de las configuraciones de sistema de generación de vapor seleccionados, luego se ubicaron las troncales y los ramales de tubería a cada uno de los pozos inyectores y finalmente se determinaron las longitudes de tubería para determinar las pérdidas de energía en la tubería y los costos por tendido de tubería aislada y mantenimiento. La tabla 1 muestra las longitudes obtenidas.

Figura 1. Sistema de Generación de Vapor Central




Fecha: 20-05-17

Pág.: 6 de 35


Figura 2. Sistema de Generación con tres plantas satélites, Norte Centro y Sur

Sistema de Generación

Troncal Número de

pozos inyectores

Recorrido Troncal (km)

Recorrido Ramales

(km)

Recorrido promedio ramal

(km)

Generador de vapor Central

Norte 16 1.533 7.6255 0.477

Centro-oriental 6 0.265 1.7915 0.299

Centro-occidental 17 0.904 6.7277 0.396

Sur 24 1.102 14.723 0.613

3 generadores satélites

Satélite 3 Norte 16 NA 9.881 0.618

Satélite 2 Centro 23 NA 14.1075 0.613

Satélite 1 Sur 24 NA 16.337 0.681

Tabla 1. Longitudes de Tubería para cada Sistema de Generación de Vapor El balance termodinámico consiste en el cálculo del coeficiente global de transferencia en función de la conductividad de la tubería, la conductividad del aislante y la velocidad del viento (determinante del coeficiente de transferencia por convección) mientras que, los balances energéticos para la caldera y para el vapor producidos se basan en la eficiencia del sistema de producción de vapor y el cambio de entalpia en función de las pérdidas al ambiente. A manera de balance se establece la siguiente relación: �. �� = �� + �é�� ó� Donde m es la cantidad de gas y LHV su poder calorífico. Las calderas de uso común en la industria presentan eficiencia del 85% en promedio, por lo que se determinó este valor como referencia.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 7 de 35


Diagrama 2. Curva de vapor del agua @ p=1300 psig.

El balance de energía a partir de la caldera hasta la cara del pozo es: � = �. �. ∆! = ∆�� = �� + "1 − %&�'� La energía suministrada para compensar las pérdidas por la tubería más la energía remanente en el vapor se expresan en MMBTU/día y de allí se calcula la cantidad de gas requerido para su posterior evaluación económica.

� Modelo de Yacimiento: Tal y como se compiló en el informe de avance 2, la resolución del modelo de simulación y la creación de tres distintos sectores permite definir la productividad de cada tipo de patrón en función de la energía suministrada al yacimiento. El propósito del modelo y su resolución permitió simular el comportamiento del yacimiento a diversas condiciones de calentamiento mediante la variación del caudal de vapor inyectado, así como su entalpia (definida por la calidad). A partir de los datos generados por el simulador se realiza el filtrado de datos, con el fin de generar correlaciones matemáticas de tipo polinómico que puedan ser, a la postre, introducidas en el modelo técnico económico con mínimas desviaciones en los resultados predichos. Estas correlaciones generadas, permiten realizar la evaluación de cualquier calidad de vapor para tres caudales de inyección por patrón de 700, 1400 y 2500 BWPD equivalentes en vapor y calcular la producción anual de aceite durante 10 años, plazo que fue establecido para realizar este estudio.

� Modelo de Proyectos:

El fin último de los modelos desarrollados consiste en la valoración de escenarios técnico-económicos que permitan evidenciar el efecto que tiene el aislamiento térmico de la tubería en superficie sobre la viabilidad económica del proyecto. Para lograr una visión completa, se creó un modelo que involucra los aspectos ambientales y financieros los cuales se trabajan en forma conjunta con los resultados de los modelos de superficie y de yacimientos para obtener un resultado confiable. El proyecto es un todo y por esta razón se analiza el capex subdividido en la tipología del sistema a proveer, generando los costos para plantas de producción de vapor, tuberías y estaciones de tratamiento en forma independiente, usando proyectos




Fecha: 20-05-17

Pág.: 8 de 35


análogos y herramientas computacionales de estimación de costos. Dentro del método se definen las premisas de costeo seleccionando los elementos que no serán provistos por el proyecto (bien por ser existentes o por ser parte del costo de operación). Como se verá en los resultados, el proyecto de mayor eficiencia térmica resulta ser el más competitivo desde la perspectiva ambiental por lo que se incluyó en la resolución del proyectoalgoritmo la valoración del efecto económico de la huella de CO2. Los tres modelos mencionados se integran en una matriz de cálculo para que el usuario pueda valorar no sólo el comportamiento del proyecto, sino la tendencia y relevancia de cada una de las variables sobre el resultado económico del proyecto.

SUPUESTOS

• Como premisa de evaluación del proyecto, se supone que el gas es el único combustible disponible para la generación del vapor.

• El desarrollo del campo se limitará a 10 años determinando el perfil de producción y la economía de cada escenario evaluado.

• Se supondrá un costo de levantamiento (Lifting Cost) de 5 USD/Bbl. • Se supondrá un costo por transporte y dilución de 9 USD/Bbl. • Se supondrá una deducción de precio por calidad de crudo de 0.4 U$/°API respecto al crudo Brent • Los datos base para las evaluaciones económicas de los escenarios se obtuvieron de fuentes

estándar de la industria • Se supone una tasa de descuento de 10% (referencia de compañías operadoras en Colombia). • El agua para la generación de vapor será agua de producción tratada.

3. RESULTADOS FINALES Y ANÁLISIS La matriz de escenarios que se desarrolló en el proyecto, descrita previamente en la metodología, está basada en el análisis de dos aspectos fundamentales: el aspecto energético, en donde se llevó a cabo el modelo de pérdidas de energía en tubería con distintos aislantes y el cálculo de la demanda energética del sistema en función de dos escenarios de generación (centralizado y 3 satélites) y el aspecto volumétrico (producción), desarrollado mediante simulación de yacimientos, en donde se hizo un análisis de sensibilidad con el objetivo de determinar la producción total de petróleo en el Campo, a 10 años, sometido a diferentes caudales de inyección de vapor equivalentes en agua y a diferentes calidades entregadas en fondo aplicado a tres patrones de yacimiento con variaciones en su espesor. Los resultados obtenidos para cada una de las especialidades (Superficie, Subsuelo, Ambiental y Proyecto) que permitieron la creación de la matriz se resumen a continuación:

� Modelo de yacimiento: En el documento de avance dos, se dieron a conocer los resultados que arrojaron las simulaciones generadas para cada patrón en función de la producción acumulada de aceite al final de los 10 años, el factor de recobro al mismo periodo de tiempo y la relación vapor-aceite (SOR). Por consiguiente, en este documento final, las corridas de sensibilidad realizadas, adicionales a las que se habían presentado previamente se describen a continuación:




Fecha: 20-05-17

Pág.: 9 de 35


Gráfico 1. Sensibilidad aplicada a patrones 1, 2 y 3 respectivamente. Evaluación de la producción acumulada en función de calidades de vapor de 0.5, 0,7 y

0.9 y caudales de inyección de vapor equivalentes de 700, 1400 y 2500 BWPD. El grafico descrito anteriormente, permite definir que entre mayor caudal de vapor se inyecta en cada patrón, mayor es la producción al final del periodo de tiempo, y lo mismo sucede con la calidad, entre mayor es su valor, mayor es el caudal acumulado al final del periodo.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 10 de 35


Tabla 2. Original oil in place (OOIP) y factor de recobro total del proyecto. La tabla 2 presenta el método volumétrico que se utilizó para realizar el cálculo del volumen total de aceite in situ del yacimiento. En este caso, basado en la saturación inicial de agua entregada en las curvas de permeabilidades relativas, el volumen poroso calculado por el simulador para cada patrón y el número de patrones por cada tipo presentes en el campo, se calculó el valor. Adicionalmente, tomando las gráficas de producción acumulada aplicables para inyección cíclica y continua con caudales de inyección de 1400 BWPD y 0.7 de calidad, se calcularon los volúmenes de aceite producidos a 6 años para la cíclica y a 10 años para la continua y se obtuvieron los valores de factor de recobro en cada proceso. Finalmente, se determinó para este escenario el factor de recobro total del proyecto.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 11 de 35


Gráfico 2. Tasa diaria de producción de líquido en los tres patrones.

El gráfico anterior permite determinar los picos más altos de producción de agua y aceite durante el tiempo que se estuvo inyectando continuamente. En este caso, los valores obtenidos para cada patrón se extrapolaron a todo el campo para determinar la capacidad que el centro de producción y facilidades (CPF) debe tener para manejar el fluido total producido diariamente.

Gráfico 3. Steam Oil Ratio (SOR) en el patrón 1 a tres diferentes caudales: 700,1400 y 2500 BWPD.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 12 de 35


El gráfico que se muestra previamente permite analizar el efecto del caudal de inyección en un patrón tipo 1 del Campo sobre la relación vapor – aceite. En este caso es evidente observar que entre mayor caudal se inyecta, a medida que pasa el tiempo, el valor de SOR aumenta. � Simulador de escenarios de proyecto:

Esta herramienta permite al usuario simular diferentes escenarios a partir de datos de entrada y generar resultados mediante correlaciones, como costos Capex, Opex, producción anual de aceite, factor de recobro incremental y valor presente neto con tres escenarios de precio de crudo Brent: optimista, normal y pesimista. También, tiene incluido un completo análisis de dos sistemas de generación de vapor comúnmente utilizados en la industria que son el centralizado y satélite, tomando en cuenta la demanda energética del sistema y el consumo de gas natural por año, así como el costo por la huella de CO2. Dentro de este análisis, se incluye la información correspondiente a los aislamientos definidos y su impacto en las pérdidas de energía del sistema. Los parámetros de entrada que define el usuario se pueden observar en la imagen a continuación:

Tabla 3. Parámetros de entrada al simulador de escenarios del proyecto. Al llevarse a cabo los cálculos correspondientes, el simulador arroja información ordenada en una tabla de datos de salida como sigue:




Fecha: 20-05-17

Pág.: 13 de 35


Tabla 4. Parámetros de salida del simulador de escenarios del proyecto. Como puede verse, el simulador arroja un escenario completo de resultados que muestran un panorama general de la valoración del proyecto. La celda en color verde claro que se muestra en la tabla de datos de entrada y las celdas de VPN en color azul que se muestran en la tabla de parámetros de salida, se presentan de esta forma debido a que, en el simulador, si el archivo de Excel tiene habilitado el complemento de crystal ball, se usa una distribución triangular para el precio del gas y una previsión para cada una de las celdas de VPN (optimista, medio y pesimista). Una vez se corre la simulación de Montecarlo, también puede analizarse cualquier tipo de escenario si se tiene incertidumbre sobre alguna variable que pueda afectar la viabilidad del proyecto. Esto podrá verse mejor en el capítulo de evaluación financiera.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 14 de 35


Tomando como base los resultados obtenidos con el simulador de escenarios para diferentes variables de entrada, se realizaron las siguientes gráficas:

Gráfico 4. Variación del VPN respecto al caudal de Inyección

Este escenario se simulo con el mejor Aislante Pyrogel K=0.02 BTU/hr ft °F, espesor 1”, Calidad de Vapor 0.7, sistema de Generación de Vapor Central, precio de Gas Natural 6 U$/MMBTU y precio promedio del barril Brent de 53 U$/bbl, variando el caudal de inyección en BWD; se observa que el proyecto solamente presenta VPN positivo, en un escenario normal de precio, con el mínimo caudal de inyección simulado (700 BWD), esto indica que a medida que se incrementa el caudal de inyección, con las condiciones referenciadas, la inyección de vapor se hace menos eficiente y no se generan utilidades.

Gráfico 5. Variación del VPN normal respecto al Sistema de generación de Vapor

Este escenario se simulo manteniendo el mejor Aislante Pyrogel K=0.02 BTU/hr ft °F, espesor 1”, Calidad de Vapor 0.7, caudal de inyección 700 BWD, precio de Gas Natural 6 U$/MMBTU y precio promedio del barril Brent 53 U$/bbl, cambiando el sistema de Generación de Vapor; se observa que el proyecto presenta un mayor VPN Con un sistema de generación de Vapor Satélite, a un bajo caudal de inyección, sin embargo esta tendencia no se conserva a medida que se incrementa el caudal de inyección ya que se presenta

-$400.000.000

-$300.000.000

-$200.000.000

-$100.000.000

$0

$100.000.000

$200.000.000

700 1400 2500

VP

N N

OR

MA

L U

SD

CAUDAL DE INYECCIÓN BWPD

VARIACIÓN DE VPN NORMAL CON CAUDAL

Central 3 Satèlites

$104.103.083

$110.970.006

VARIACION VPN NORMAL CON GENERACIÓN




Fecha: 20-05-17

Pág.: 15 de 35


mejores VPN con un sistema de generación Central; esto explicado en el incremento del Capex y Opex de plantas generadoras en el sistema de generación satélite.

Gráfico 6. Variación del VPN normal con calidad de vapor.

Este escenario se simulo manteniendo el mejor Aislante Pyrogel K=0.02 BTU/hr ft °F, espesor 1”, caudal de inyección 700 BWD, sistema de generación central de Vapor, precio de Gas Natural 6 U$/MMBTU y precio promedio del barril Brent 53 U$/bbl, cambiando la Calidad de Vapor; se observa que los valores de VPN son muy similares, indicando que con las anteriores condiciones, la variación de la calidad del Vapor no incide en la eficiencia del proyecto.

Gráfico 7. Variación del VPN normal Respecto al tipo de aislante.

$0

$30.000.000

$60.000.000

$90.000.000

$120.000.000

0,6 0,7 0,8

$105.653.841 $104.103.083 $102.724.986

VP

N N

OR

MA

L U

SD

CALIDAD DE VAPOR

VARIACION VPN NORMAL CON CALIDAD DE VAPOR

$0

$20.000.000

$40.000.000

$60.000.000

$80.000.000

$100.000.000

$120.000.000

pyrogel (k=0.02) Perlita (k=0.035) Lana de vidrio(k=0.05)

$104.103.083$91.746.091 $80.125.553

VP

N N

OR

MA

L U

SD

TIPO DE AISLANTE K=BTU/HR*FT*ºF

VARIACION VPN NORMAL CON TIPO DE AISLANTE




Fecha: 20-05-17

Pág.: 16 de 35


pyrogel XT (K=0.02BTU/HR*FT*ºf)

Perlita (K=0.035BTU/HR*FT*ºf)

Lana de vidrio ((K=0.05BTU/HR*FT*ºf)

$21.565.693 $20.113.066 $18.557.142

$15.611.026 $15.611.026 $15.611.026

$57.816.417 $58.314.079 $58.789.481

DISTRIBUCION DE CAPEX EN FUNCION DEL TIPO DE AISLAMIENTO

costo tuberia costo de cpf costo de planta

Este escenario se simulo con espesor de aislante 1”, caudal de inyección 700 BWD, Calidad de Vapor de 0.7, Sistema de generación central, precio de Gas Natural 6 U$/MMBTU y precio promedio del barril Brent 53 U$/bbl, cambiando el Aislante entre Pyrogel K=0.02, Perlita K=0.035 y Lana de vidrio K=0.05; se observa que la tendencia es que a menor conductividad térmica del aislante mejor es el VPN en aproximadamente un 15 %, justificando ampliamente el uso de un mejor aislante.

Gráfico 8. Variación del CAPEX Respecto al Sistema de generación de Vapor

En esta grafica analizamos la incidencia de cada uno de los tres principales aspectos que conforman el Capex, Ampliación del CPF, Planta Generadora y tendido-aislamiento de Tubería, para cada Sistema de Generación de Vapor Central y Satélites. Se observa que los costos por Ampliación de CPF y tendido de tubería conforman el 40 % del Capex en el sistema de generación Central y un 30 % en el sistema de generación Satélite, siendo el aspecto más influyente el sistema de generación de vapor con un 60 % en el sistema central y un 70 % en el sistema de generación satélite.

Gráfico 9. Variación del CAPEX Respecto al tipo de aislamiento

CAPEX Central (USD 94,993,137)CAPEX 3 satelites (USD 82,187,364)

$21.565.693 $8.840.370

$15.611.026 $15.611.026

$57.816.417 $57.735.968

DISTRIBUCION DE CAPEX POR SISTEMA DE GENERACIÓN DE VAPOR

Tendido de tubería aislada Ampliación de CPF Planta Generadora




Fecha: 20-05-17

Pág.: 17 de 35


En esta gráfica analizamos la distribución de los tres principales aspectos que conforman el Capex, Ampliación del CPF, Planta Generadora y tendido-aislamiento de Tubería, para los tres tipos de aislantes seleccionados Pyrogel K=0.02, Perlita K=0.035 y Lana de vidrio K=0.05 BTU/hr ft °F. Se observa que la distribución de costos es casi igual para la Ampliación del CPF y la Planta Generadora y se tiene una pequeña variación en el tendido-aislamiento de Tubería, esto debido a que el costo por cambio de aislante afecta únicamente el costo de aislar la tubería, más un pequeño valor en la planta generadora por la disminución de los requerimientos de energía calorífica.

3.1. Respecto a la eficiencia del aislamiento

•••• El costo del aislamiento de tubería tiene un efecto notable sobre el CAPEX de tubería haciendo que este rubro pase de 8’560.000 a 21’565.000 para la instalación del aislante de mejor desempeño. Empero, los efectos de reducción de pérdidas de energía al ambiente permitirían hacer el repago de esta inversión en un término menor a 1 año de operación.

•••• Las pérdidas acumuladas por día en un sistema sin aislamiento alcanzan valores de 5900 MMBTU/d mientras que, para un sistema aislado (con 1” de espesor y k =0,05), las pérdidas se reducen a 450 MMBTU/d lo cual refuerza el concepto de beneficio de usar aislante térmico.

•••• Dados los cálculos de pérdidas de energía en el caso de una tubería desnuda comparado con tubería con aislamiento hacen impensable el desarrollo de un campo con tubería desnuda por su detrimento en el costo de ciclo de vida y su baja eficiencia energética

•••• A pesar de que se obtienen eficiencias reales de aislamiento superiores al 90% en todos los escenarios el efecto de aumentar el espesor del aislante o seleccionar uno de menor conductividad no resulta tan relevante.

•••• Se puede llegar a obtener una eficiencia de aislamiento del 98,9% usando aislante Pyrogel XT con un espesor de 3”

Gráfico 10. Efecto sobre el Capex por espesor de aislamiento

$-

$5000000,0

$10000000,0

$15000000,0

$20000000,0

$25000000,0

$30000000,0

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Dó

lare

s (U

S$)

Espesor (in)

Efecto sobre el Capex por espesor de aislamiento




Fecha: 20-05-17

Pág.: 18 de 35


Gráfico 11. Variación de energía perdida según aislamiento y espesor

3.2. Respecto al sistema de distribución de vapor y las configuraciones

• La configuración de tres estaciones satélites tiene algunas ventajas en términos de pérdidas de energía

dado su mayor proximidad a los pozos inyectores. Sin embargo, esta ventaja se desaprovecha por la demanda de mayores longitudes de tubería de inyección a cada pozo.

• Las pérdidas de energía asociadas a la operación con tubería desnuda reducirían la entalpia del vapor producido en la caldera (a 0,7 de calidad) a tal punto que la calidad en el pozo sería cercana a 0,15. Esta pérdida de energía deberá ser asumida por la caldera en términos de capacidad de combustión y naturalmente en el mayor consumo de gas natural.

• El arreglo de calderas de mayor capacidad unitaria es fundamental para definir el costo del proyecto debido la economía de escala alcanzada con las unidades de mayor capacidad.

3.3. Respecto a los costos

• Siendo un proyecto con demandas de energía tan grandes como una refinería de 40.000 bpd, se observa que, la distribución del OPEX esta mayormente cargada al consumo de gas alcanzando un 96% de los costos operacionales. El costo de operación y mantenimiento se queda con el 2% y el impuesto al CO2 tendrá el restante 2%.

• Las distribuciones de costos de CAPEX se presentan generalmente así, dependiendo del escenario seleccionado: 23% tubería, 61% Planta de vapor y 16 % CPF. Este último valor podría incrementarse en un escenario donde no se disponga de capacidad instalada suficiente.

• Dado que, el sistema de producción manejará un máximo de 120.000 bfpd, se estima necesario realizar una ampliación del sistema de tratamiento primario mientras que, para el tratamiento y aprovechamiento del agua de producción para generación de vapor, se instalará un nuevo sistema con el 100% de la capacidad requerida.

0

100

200

300

400

500

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

MM

BTU

/d p

érd

ido

s

Espesor (in)

MMBTU/d Pérdidos segun aislante y espesor

0.05 0.035 0.02




Fecha: 20-05-17

Pág.: 19 de 35


Gráfico 12. Variación del VPN Respecto al Sistema de generación de Vapor

4. EVALUACIÓN SOCIO‐‐‐‐AMBIENTAL

Para la evaluación socio-ambiental se aplicó la matriz Conesa con el objeto de identificar los posibles impactos y las acciones requeridas para ejecutar el proyecto. Se tienen en cuenta únicamente las actividades adicionales para convertir un campo petrolero con inyección cíclica de vapor a inyección continua, por lo que se asume que aspectos tales como la obtención de licencias ambientales, reasentamiento involuntario y cambio de uso de suelo, entre otros, ya fueron evaluados en el desarrollo inicial del campo. Para la generación de vapor se utilizará agua de producción por lo que no se afectaran fuentes hídricas de superficie, ni tampoco fuentes subterráneas someras de agua dulce. Las actividades que se consideraron para evaluar el impacto socio-ambiental se limitan a las requeridas para construir y mantener las plantas de generación de vapor y el tendido de tubería para el transporte de vapor a cada uno de los pozos inyectores. Teniendo en cuenta lo anterior se desarrolló la Matriz de Identificación de Impactos Ambientales MIIA, ver Tabla No. 10, para la construcción del Sistema de Superficie para Inyección Continua de Vapor; Esta matriz identifica Los aspectos ambientales que podrían ser afectados por la ejecución del proyecto, los cuales están concentrados en tres grupos: Físicos, Bióticos y Socioeconómicos-Culturales; estos aspectos, ubicados en las filas, muestran impacto positivo o negativo por cada una de las acciones del proyecto, ubicadas en las columnas, evidenciando la afectación o beneficio discriminado del proyecto.

$- $50.000.000 $100.000.000 $150.000.000

60

0,05

0,035

0,02

Título del eje

Co

nd

uct

ivid

ad t

érm

ica

K

(BTU

/HR

*ft*

ºf)

Distribución de Opex Según Aislante

Gas O&M CO2




Fecha: 20-05-17

Pág.: 20 de 35


Tabla 5. MIIA Matriz de Identificación de Impactos Ambientales para construcción de Sistema de Superficie para Inyección Continua de Vapor

Insp

ecci

ón d

e zo

na y

leva

ntam

ient

o to

pogr

áfic

o

Con

stitu

ción

Der

echo

s de

Vía

,

nego

ciac

ión

de P

redi

os y

pag

o de

serv

idum

bres

Cont

rata

ción

de

man

o de

obr

a y

com

pra

y/o

alqu

iler

de b

iene

s y

serv

icio

s

Mov

iliza

ción

de

mat

eria

les

de

cons

truc

ción

, ins

umos

,

maq

uina

ria

y eq

uipo

s

Ade

cuac

ión

de v

ías

de a

cces

o

Inst

alac

ión

de in

frae

stru

ctur

a

tem

pora

l (ca

mpa

men

tos,

inst

alac

ione

s te

mpo

rale

s)

Des

capo

te y

niv

elac

ión

de te

rren

os

para

ubi

caci

ón d

e pl

anta

s y

tend

ido

de tu

beri

as

Inst

alac

ión

de in

frae

stru

ctur

a

para

gen

erac

ión

de v

apor

(pla

ntas

)

Ope

raci

ón d

e ca

mpa

men

tos

e

inst

alac

ione

s te

mpo

rale

s

Ope

raci

ón d

e ta

llere

s

Ape

rtur

a de

Zan

jas,

Inst

alac

ión

de

sopo

rtes

y te

ndid

o de

tube

ría

Sold

ado

y Pr

otec

ción

Mec

ánic

a.

Prue

ba H

idro

stát

ica,

Pro

tecc

ión

Cató

dica

Inst

alac

ión

de A

isla

nte

term

ico

Obr

as e

spec

iale

s en

cru

ces

de

Ríos

, Que

brad

as y

todo

tipo

de

vías

de

com

unic

ació

n

Reub

icac

ión

de s

ervi

cios

(red

es

eléc

tric

as, c

anal

es, e

tc.)

Seña

lizac

ión

Tran

spor

te d

e pe

rson

al

Tran

spor

te y

alm

acen

amie

nto

de

com

bust

ible

s

Ope

raci

ón d

e pl

anta

s ge

nera

dora

s

de v

apor

(em

isio

nes

de C

O2)

Alm

acen

amie

nto

de m

ater

iale

s e

insu

mos

(Aco

pio)

Gen

erac

ión

de r

esid

uos

sólid

os

(dom

éstic

os, i

ndus

tria

les,

espe

cial

es)

Dis

posi

ción

de

resi

duos

líqu

idos

(dom

éstic

os e

indu

stri

ales

)

Capt

ació

n de

agu

as p

ara

uso

dom

éstic

o e

indu

stri

al

Dis

posi

ción

de

mat

eria

les

de

cort

es y

sob

rant

es (Z

OD

MES

)

Des

man

tela

mie

nto

y ab

ando

no d

e

inst

alac

ione

s te

mpo

rale

s

Dimensión Componente Impacto

Geología Meteorización

Erosión

Modificación Paisajística

Procesos de Remoción en Masa

Socavación

Estabilidad Geotécnica.

Cambio en las condiciones físico químicas del suelo

Cambio de uso

Contaminación de Aguas Subterráneas

Modificación del nivel freático

Deterioro de la calidad del aire

Aumento en decibeles de ruido

Alteración de la calidad del agua

Disminución del recurso hídrico

Disminución en la capacidad de transporte

Alteración del cauce

Afectación de la calidad del hábitat dulceacuícola

Cambio en la composición y estructura de las

comunidades hidrobiológicas

Perdida de la cobertura vegetal

Pérdida de biodiversidad

Cambio en la estructura y composición florística

Cambio en la riqueza y abundancia (diversidad) en las

comunidades de fauna silvestre

Fragmentación del hábitat

Afectación de especies focales (IUCN, CITES, migratorias,

endémicas, restingidas a un hábitat)

Demografía /

PoblaciónCambio sobre el componente demográfico

Cambio en la dinámica de empleo

Cambio en los ingresos de la población

Cambio en las actividades económicas

Cambio económico por modificación uso del suelo

Generación de expectativas sociales

Cambio en la capacidad de gestión y participación de la

comunidad

Cambios en la seguridad pública

Cambio en la prestación de servicios públicos y/o

sociales

Cambio en el acceso y movi lidad

Afectación a la salud pública

Desplazamiento involuntario de unidades familiares por

compra de vivienda

Dimensión Cultural Pérdida, daño y/o afectación al patrimonio arqueológico

Procesos Económicos

Dimensión Espacial

Procesos

Sociopolíticos

Fauna

Ecosistemas

dulceacuícolas

Geomorfología

ACTIVIDADES GENERALESLista de Comprobación de Posibles Impactos Ambientales

ACCIONES

MEDIO RECEPTOR

Recurso hidrico

DIM

ENSI

ÓN

FÍS

ICA

DIM

ENSI

ÓN

SO

CIO

ECO

NÓ

MIC

A Y

CU

LTU

RAL

DIM

ENSI

ÓN

BIÓ

TICA

Aire

ACTIVIDADES PRELIMINARES

Hidrogeología

C

O

M

P

O

N

E

N

T

E

S

A

M

B

I

E

N

T

A

L

E

S

Suelo

Flora

Impactos Positivos Impactos Negativos




Fecha: 20-05-17

Pág.: 21 de 35


Posteriormente se realizó la valoración de los Impactos Ambientales con la Matriz de Evaluación ME Tabla No. 11, siguiendo los lineamientos de la metodología Conesa Ver tablas 11 y 12.

Tabla 6 Atributos y Valoración del Modelo de Importancia del Impacto Conesa

Tabla 7. Interpretación del valor de Importancia del Impacto según Conesa




Fecha: 20-05-17

Pág.: 22 de 35


Tabla 8. Matriz de Evaluación de Impactos Ambientales para proyecto de Inyección Continua De Vapor

CUANTITATIVA CUALITATIVA

NA

TU

RA

LEZ

A S

IGN

O

INT

EN

SID

AD

CA

NT

IDA

D O

EX

TE

NS

IÓN

MO

ME

NT

O

PE

RS

IST

EN

CIA

RE

VE

RS

IBIL

IDA

D

SIN

ER

GIA

AC

UM

ULA

CIÓ

N

EF

EC

TO

PE

RIO

CID

AD

RE

CU

PE

RA

BIL

IBID

AD

I=+-

(3i+2EX+MO+PE+

RV+SI+AC+EF+PR

+MC)

S i EX MO PE RV SI AC EF PR MC I

Dimensión Componente Impacto +/- 1-12 1-12 1-8 1-4 1-4 1-4 1-4 1-4 1-4 1-8 13 - 100

GEOLOGIA Meteorización -1 1 3 3 4 4 4 4 3 4 5 -40 MODERADO

Erosión -1 1 3 4 3 3 3 3 3 3 2 -33 MODERADO

Modificación paisajística -1 1 3 5 3 4 3 3 3 3 4 -37 MODERADO

Procesos de remoción en masa -1 1 3 5 2 3 3 2 3 1 2 -30 MODERADO

Socavación -1 1 3 4 4 3 3 3 3 2 1 -32 MODERADO

Estabil idad geotécnica -1 1 3 3 3 3 3 1 3 3 1 -29 MODERADO

Depositación de sedimentos -1 1 3 4 3 2 3 3 3 2 1 -30 MODERADO

Cambio en las condiciones fisico químicas del

suelo-1 1 3 3 4 4 4 4 3 2 5 -38 MODERADO

Cambio de uso del suelo -1 1 3 5 4 4 3 3 3 2 5 -38 MODERADO

Afectación de la calidad de aguas subterráneas -1 1 3 3 4 4 3 4 3 3 3 -36 MODERADO

Modificación del nivel freático -1 1 3 3 4 4 2 4 2 2 4 -34 MODERADO

Deterioro de la calidad del aire -1 3 3 5 3 3 3 3 3 4 3 -42 MODERADO

Aumento en decibeles de ruido -1 2 3 5 3 3 3 3 3 4 3 -39 MODERADO

Alteración de la calidad del agua -1 1 3 5 3 3 4 3 3 4 3 -37 MODERADO

Disminución del recurso hídrico -1 1 2 5 3 3 4 3 3 4 3 -35 MODERADO

Disminución en la capacidad de transporte -1 1 2 4 3 3 4 3 3 1 3 -31 MODERADO

Alteración del cauce -1 1 1 3 3 3 1 3 3 2 5 -28 MODERADO

Afectación de la calidad del hábitat

dulceacuícola-1 1 2 5 4 3 4 3 3 4 3 -36 MODERADO

Cambio en la composición y estructura de las

comunidades hidrobiológicas-1 1 2 4 3 3 4 3 3 2 3 -32 MODERADO

Disminución de cobertura vegetal -1 1 2 5 4 3 4 3 3 2 5 -36 MODERADO

Pérdida de biodiversidad -1 1 2 5 4 3 4 3 3 2 5 -36 MODERADO

Cambio en la estructura y composición floristica -1 1 2 5 4 3 4 3 3 2 5 -36 MODERADO

Cambio en la riqueza y abundancia-diversidad

en las comunidades de fauna si lvestre-1 1 3 4 4 3 2 1 3 3 4 -33 MODERADO

Fragmentación del hábitat -1 1 4 5 4 3 4 4 3 4 5 -43 MODERADO

Afectación de especies focales (IUCN, CITES,

migratorias, endémicas, restingidas a un

hábitat)

-1 1 4 4 4 3 3 2 3 3 4 -37 MODERADO

Demografía /

PoblaciónCambio sobre el componente demográfico -1 2 4 4 3 3 3 3 3 4 3 -40 MODERADO

Cambio en la dinámica de empleo 1 3 4 5 3 4 2 3 4 38 BENEFICIOSO

Cambio en los ingresos de la población 1 3 3 5 3 3 3 3 3 35 BENEFICIOSO

Cambio en las actividades económicas 1 3 3 4 3 3 2 4 3 34 BENEFICIOSO

Cambio económico por modificación uso del

suelo-1 2 3 5 3 3 1 1 3 2 3 -33 MODERADO

Generación de expectativas sociales -1 3 4 4 3 3 3 3 4 3 3 -43 MODERADO

Cambio en la capacidad de gestión y

participación de la comunidad1 4 3 4 3 3 3 3 3 36 MODERADO

Cambios en la seguridad pública -1 2 4 3 3 2 1 1 3 3 2 -31 MODERADO

Cambio en la prestación de servicios públicos

y/o sociales-1 1 3 5 3 3 2 2 4 3 3 -34 MODERADO

Cambio en el acceso y movil idad -1 2 4 5 3 3 3 3 4 4 2 -41 MODERADO

Afectación a la salud pública -1 1 3 5 3 2 1 2 3 1 2 -28 MODERADO

Desplazamiento involuntario de unidades

familiares por compra de predio con vivienda-1 1 4 5 4 4 2 2 4 4 3 -39 MODERADO

Dimensión CulturalPérdida, daño y/o afectación al patrimonio

arqueológico-1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -13 BAJO

SO

CIO

EC

ON

ÓM

ICA

Y C

UL

TU

RA

L

VALORACIÓN DEL IMPACTO AMBIENTAL

ATRIBUTOS

BIÓ

TIC

A

ECOSISTEMAS

DULCEACUÍCOLAS

FLORA

FAUNA

DIM

EN

SIÓ

N F

ÍSIC

A

GEOMORFOLOGÍA

SUELO

HIDROGEOLOGÍA

AIRE

RECURSO HÍDRICO

Procesos Económicos

Procesos

Sociopolíticos

Dimensión Espacial

BAJO < 25

MODERADO 25≥ <50

SEVERO 50≥ <75

CRÍTICO ≥ 75




Fecha: 20-05-17

Pág.: 23 de 35


La Tabla 8 muestra los resultados de la evaluación Socio-ambiental en cuanto a la importancia del impacto del desarrollo del proyecto, evidenciándose según la escala de la metodología Conesa que el impacto en los tres grupos: Aspectos Físicos, Aspectos Bióticos y Aspectos Socioeconómicos-Culturales, es moderado al encontrarse los valores calculados en el rango entre 25 y 50. Esto quiere decir que la afectación socio-ambiental no precisa prácticas correctoras o protectoras intensivas (Ver Tabla No. 12). En aspectos como “Cambio en la dinámica de empleo”, “Cambio en los ingresos de la población”, y “Cambio en las actividades económicas” incluidos en el grupo Socioeconómico y cultural se evidencia que el proyecto es beneficioso para la población aledaña. En resumen, con este proyecto no se espera tener efluentes especiales ni vertimientos o puntos no controlados de descarga, sin embargo, para la generación de vapor estará sujeta al cumplimiento de la normatividad respecto a contaminación del aire para fuentes fijas y el pago del impuesto al Carbono.

4.1. Estimación Huella de Carbono

Para la generación de vapor se utilizará agua de producción y gas natural de la red troncal de gasoductos con un poder calorífico de 1000 BTU/SCF. A partir de la premisa de tener sistemas de generación de vapor de alta eficiencia (85%) y teniendo como pico de producción de vapor el valor resultante de inyectar el volumen máximo definido por pozo en todos los patrones al mismo tiempo; se tendrán hasta 63 pozos inyectando en forma simultánea 2500 BWPD para un total de 157500 BWPD. Según nuestras simulaciones con diferentes combinaciones de escenarios que incluyen tres aislantes térmicos para tubería y dos sistemas de generación de vapor, Centralizada y 3 satélites, se definió que la Entalpia promedio que debe tener el vapor a la salida del generador es de 1060 BTU/lbm para lo cual se requiere 69162 MMBTU/D que es equivalente a consumir un total de 69.16 MMSCFD de gas. Este valor de gas natural usado es equivalente a 1’262,201 Toneladas de CO2 por año (no incluye huella por sistemas de levantamiento y otros equipos a combustión o motor eléctrico). Ver detalle en el diagrama 19:

Diagrama 3. Balance energético de máximo consumo del proyecto

Adicionalmente la hoja de cálculo para las simulaciones de los escenarios calcula e incluye el pago por impuesto al carbono, el cual equivale a 0,3 U$/MMBTU (29 COP$/m3 Tabla No. 14) según la ley 1819 articulo 221 y 222 la cual entró en vigencia a partir del 1 de enero del 2017 según concepto de la DIAN del 10-02-2017.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 24 de 35


Combustible Fósil

Unidad COP$/m3

según Ley 1819 Art. 221

COP$/ft3 COP$/MMBTU (1050BTU/ft3)

U$/MMBTU (COP$/U$ =2850)

Gas Natural Metro Cúbico $ 29 0.82 782.69 0.27

Tabla 9. Valor del impuesto al carbono según Ley 1819 de 2016 convertido a Pago por Energía.

Este valor es cargado en los costos Opex de cada año del proyecto afectando el VPN de cada escenario. La tabla No. 15 muestra el porcentaje de incidencia del costo de la huella de carbono sobre el Opex anual de tres escenarios con altos requerimientos energéticos, observándose que alcanza porcentajes máximos sobre los costos anuales de 10% aproximadamente, según el escenario. .

Condiciones de Escenario Sistema generación Central

U$/MMBTU CO2 anual

Opex Año 1

% incidencia del pago por huella

CO2

Precio GN U$/MMBTU

Precio Brent

Oil U$/BBl

Q inyección

Agua

Calidad Vapor

5 50 700 0.6 $ 1,689,983 $ 32,268,314 5%

6 55 1400 0.7 $ 3,574,585 $ 79,375,899 4.5%

7 60 2500 0.8 $ 6,742,528 $ 171,4559,933 3.9%

Tabla 10. Incidencia del costo de la huella de carbono en el Opex de cada año para distintos escenarios.

Con el objeto de revisar cual sistema de inyección, Cíclica o Continua, es más eficiente en cuanto a la emisión de CO2, se calcularon las toneladas de CO2 emitidas por barril producido en cada sistema, a partir de la producción en el último año de la inyección cíclica y el primer año de la inyección continua y los respectivos consumos en MMBTU en cada sistema. Los resultados obtenidos muestran que la inyección continua es más eficiente con 0,09 Ton CO2/Bbl respecto a la cíclica con 0,18 Ton CO2/Bbl, a continuación, se muestra las Tablas No. 16 y 17 con los resultados.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 25 de 35


Inyección Cíclica @ 1400 BWD, Calidad de Vapor 0.7, P=1300 psi

Inyección Continua @ 1400 BWD, Calidad de Vapor 0.7,

K=0.05, Espesor Aislante=1 in, Generación Central, P=1300 psi

qo Bbl en

1 Año

Q MMBTU/Año

Ton CO2/Año Ton

CO2/Bbl qo Bbl en

1 Año

Q MMBTU/Año

Ton CO2/Año

Ton CO2/Bbl

1046175 3708631.659 185431.583 0.18 5,970,305 11280421.3 564,021.06 0.09

Tablas 11 – 12. Ton CO2/BBL para inyección Cíclica y Continua

5. EVALUACIÓN FINANCIERA

5.1. Análisis del CAPEX del proyecto

CAPEX del sistema de generación de vapor:

• Por tratarse de un proyecto cuyo fluido combustible es gas natural no se requiere infraestructura específica para el almacenamiento o procesamiento del combustible y en consecuencia sólo se incluye en el presupuesto el costo de un sistema de regulación y retiro de condensados. La línea de suministro será provista por el comercializador del gas como parte de la tarifa del gas.

• El cálculo del Capex del sistema de generación de vapor se encuentra automatizado a través de un modelo de escalación que tiene en cuenta la tipología del equipo o sistema y la capacidad unitaria del mismo, de tal forma que se incluye el efecto de economía de escala. El CAPEX de referencia corresponde a un proyecto de inyección continua de vapor para 240.000 bwpd con los mismos subsistemas (tratamiento de agua primaria, osmosis y unidades auxiliares) ver Tabla 1209.

• El factor de escalación surge del reporte anual de la revista Chemical Engineering Magazine, ver tabla 19 donde se determina cual es el exponente a usar para la escalación usando una fórmula de capacidad.

Tabla 13. Índices Exponenciales de costos para algunos equipos, fuente Chemical Engineering Magazine

Average 0.69

Air Cooled exchanger 1.80

Alkylation, small plants 0.67

Blower, centrifugal (1,000 - 10,000 cfm) 0.59

Bullets - Pressured 1.20

Centrifuge 1.50

Centrifuge (10 - 100 hp) 0.67

Chlorine plants, electrolytic 0.75

CO & CO2 removal from hydrogen 0.74

Columns 1.70

Compressor 1.30

Compressors: reciprocation 2-stage (10 - 400 cfm)0.69

Condensadores 1.25

Furnace, Heaters 0.70

Gas dehydration (field practice) 0.61

Gas-cycling plants 0.69

Generator 1.40

Heat Exch, fixed sht (100 - 400 sf) 0.65

Heat Exch, floating hd (100 - 400 sf) 0.60

Pelletizer 1.85

Pipeline (cost vs. dia. squared) 0.72

Power Generation, 2000-20,000 kW/hr 0.88

Power Generation, 20-200 kW/hr 0.50

Pumps 0.80

Pumps - API w/Motor 1.40

Pumps - Chem. w/Motor 1.90

INDICES EXPONENCIALES DE COSTOS

(Fuente AICHe)




Fecha: 20-05-17

Pág.: 26 de 35


Tabla 14. Estimativo de Inversiones en Facilidades para la producción de 240.000 bwpd de vapor

Equipo/SistemaCant. /

%Descripción

Precio Unit.

(USD)

Precio Total

(USD)

MÓDULO 1: TRATAMIENTO AGUA PRODUCCIÓN, DESMINERALIZACIÓN, GENERACIÓN DE VAPOR

Sistema de Tratamiento de Agua

de Producción

4 30 KBWPD Sistema de remoción de sólidos y aceites de tipo gravitacional en tres

etapas (separador de placas corrugadas, celda de flotación y filtros de

cáscara de nuez). Incluye bombas y sistema de manejo de lodos. G&A y

SST entrada menor a 2000 ppm. G&A salida: 5 ppm máx. SST salida: 5

ppm máx. Incluye equipos, instrumentos, PLC, cables, materiales,

plataformas, tuberías, etc.

$ 1,728,800 $ 6,915,200

Sistema de Desmineralización por

Ósmosis Inversa

4 50 KBWPD Sistema con filtración, ultrafiltración, ósmosis inversa. Incluye

bombas de carga y tanques.

$ 3,370,100 $ 13,480,400

Bombas de Carga a Desaireador 5 32 KBWPD Centrífugas, motor eléctrico 60 hp. 1 bomba por desaireador, ANSI $ 31,100 $ 155,500

Desaireador de Agua de

Alimentación a Generadores de

Vapor

4 32 KBWPD Desaireado con vapor. 1 desaireador por generador de vapor. $ 460,400 $ 1,841,600

Tanque de Agua Desmineralizada 1 25 KBBL Tanque API 650, vertical, techo fijo $ 1,400,000 $ 1,400,000

Bombas de Alimentación a

Generadores de Vapor

5 37 KBWPD Centrífugas multietapa, carcasa partida, motor eléctrico 1600 hp, P

desc. 1600 psig. 1 bomba por generador de vapor

$ 1,206,500 $ 6,032,500

550 miles lb/h

38 KBWPD eq. Ent.

31 KBWPD eq. Sal.

Scrubber de Gas de Gasoducto a


2 31 MMSCFD Scrubber (recipiente vertical bifásico), P ope. 600-1200 psig, con

control de nivel y válvula de control de presión a la salida. Medición de

flujo y presión. Válvula de alivio con sistema de venteo.

$ 124,800 $ 249,600

MÓDULO 4: TRATAMIENTO AGUA PRODUCCIÓN, DESMINERALIZACIÓN, GENERACIÓN DE VAPOR

Sistema de Tratamiento de Agua

de Producción

4 30 KBWPD Sistema de remoción de sólidos y aceites de tipo gravitacional en tres

etapas (separador de placas corrugadas, celda de flotación y filtros de

cáscara de nuez). Incluye bombas y sistema de manejo de lodos. G&A y

SST entrada menor a 2000 ppm. G&A salida: 5 ppm máx. SST salida: 5

ppm máx. Incluye equipos, instrumentos, PLC, cables, materiales,

plataformas, tuberías, etc.

$ 1,728,800 $ 6,915,200

Sistema de Desmineralización por

Ósmosis Inversa

4 50 KBWPD Sistema con filtración, ultrafiltración, ósmosis inversa. Incluye

bombas de carga y tanques.

$ 3,370,100 $ 13,480,400

Bombas de Carga a Desaireador 5 32 KBWPD Centrífugas, motor eléctrico 60 hp. 1 bomba por desaireador, ANSI $ 31,100 $ 155,500

Desaireador de Agua de

Alimentación a Gener. de Vapor

4 32 KBWPD Desaireado con vapor. 1 desaireador por generador de vapor. $ 460,400 $ 1,841,600

Tanque de Agua Desaireada (?) 1 25 KBBL Tanque API 650, vertical, techo fijo $ 1,400,000 $ 1,400,000

Bombas de Alimentación a


5 37 KBWPD Centrífugas multietapa, carcasa partida, motor eléctrico 1600 hp, P

desc. 1600 psig. 1 bomba por generador de vapor

$ 1,206,500 $ 6,032,500

Generadores de Vapor de Alta

Presión

4 550 miles lb/h

Generador con gas combustible, vapor saturado @ 1400 psig

$ 10,960,000 $ 43,840,000

Scrubber de Gas de Gasoducto a


2 31 MMSCFD Recipiente vertical bifásico, con control de nivel y válvula de control

de presión a la salida. Medición de flujo y presión.

$ 124,800 $ 249,600

Subtotal equipos agua y vapor $ 147,829,600

Terreno 0.4% $ 561,800

Obras civiles 11.0% Cimientos, drenajes, cajas, diques $ 16,261,300

Edificaciones 0.8% Cuarto de control, casetas de bombas $ 1,182,700

Instalaciones eléctricas 14.2% $ 20,991,900

Instrumentación 5.0% Instrumentación off-skid, no incluida en equipos $ 7,391,500

Automatización 2.0% $ 2,956,600

Tubería 14.7% Tubería off-skid $ 21,731,000

Pintura, limpieza, aislamiento 0.9% $ 1,330,500

Materiales y equipos de montaje 8.3% $ 12,269,900

Montaje 28.0% $ 41,392,300

Supervisión 1.4% $ 2,069,700

Subtotal materiales y montaje

equipos

$ 128,139,200

Subtotal costos directos $ 275,968,800

AIU 28% $ 35,879,000

Subtotal suministro y montaje equipos $ 311,847,800

CAPEX TIPO PARA PROYECTO DE 240.000 BWPD DE INYECCIÓN DE VAPOR:

INCLUYE SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE AGUA (EN ESTACIONES EXISTENTES), DESMINERALIZACIÓN POR ÓSMOSIS INVERSA, GENERACIÓN DE VAPOR CON GAS

COMBUSTIBLE NO INCLUYE REDES DE RECOLECCIÓN NI REDES DE INYECCIÓN DE VAPORLISTADO EQUIPOS REQUERIDOS COSTOS DE INVERSIÓN CLASE V

Capacidad unit.

Generadores de Vapor de Alta

Presión

4 Generador con gas combustible, vapor saturado @ 1400 psig. $ 10,960,000 $ 43,840,000




Fecha: 20-05-17

Pág.: 27 de 35


Diagrama 4. CPF adicional, Planta de tratamiento de agua y sistema de generación de vapor




Fecha: 20-05-17

Pág.: 28 de 35


La eficiencia del sistema de generación de vapor se ha supuesto equivalente al 85%. • La herramienta de cálculo demanda la interacción de los usuarios para definir el arreglo de calderas que

se quiera evaluar. • los costos unitarios de las calderas se obtuvieron de cotizaciones de proveedores (incluidas)

CAPEX de la Tubería

• El cálculo de los costos de tubería se hace en dos etapas, en la primera etapa se define el arreglo de pozos que deben ser alimentados según se trate del escenario centralizado o satélites. En ambos casos se cuantifican las longitudes de tubería requeridas y, con el caudal de inyección a cada pozo o sector, se dimensiona la línea de vapor usando una velocidad de referencia (tomado del documento Criterios de diseños de ingeniería de Procesos de Ecopetrol) de 100 ft/sec. De esta forma se define el diámetro y se procede a su aproximación al siguiente diámetro comercial mediante una función de redondeo.

• Se realizó la simulación en el software Questor del costo de tuberías de diversos diámetros con distintos tipos de aislantes térmicos para una longitud de 1 km, de tal forma que se pueda correlacionar la distancia, el diámetro y el tipo de aislante.

Gráfico 13. Costo por km de tubería aislada para diversos aislantes térmicos

• Se realizó la cotización de diversos aislantes de uso común según tabla anexa.

CAPEX del CPF Una de las premisas y ventajas del proyecto consiste en ser una fase de recobro mejorado sobre un activo existente por lo que las redes de recolección y los sistemas principales de tratamiento primario se consideran existentes. En todo caso, el caudal incremental de fluidos demanda la provisión de un tren adicional de tratamiento.

• Se realizó la simulación en el software Questor para determinar el costo del CPF (para el 100% de la capacidad) y se escala a un 30% del costo total como parte del revamp ya que no se requieren obras




Fecha: 20-05-17

Pág.: 29 de 35


civiles y sólo se instalarán los equipos principales haciendo sinergia con todos los sistemas auxiliares de la estación existente.

( �� )�� (�* = +( �� (�*,-. /� � 0�1�� *�� 2-3� � 0�1�� (�*,-. 45.67 ∗ 0.3

• Aunque se calcularon los costos asociados a un proyecto 100% nuevo (incluyendo actividades de

perforación y construcción de locaciones), sólo se usarán los correspondientes al CPF atendiendo a las definiciones del proyecto.

5.2. Análisis del OPEX del proyecto

OPEX por consumo de Gas Natural Después de realizar el análisis sobre el mejor combustible en cuanto a poder calorífico, costos y disponibilidad se seleccionó el Gas Natural como combustible para la generación de vapor. El consumo de Gas es el costo más alto dentro de los OPEX del proyecto alcanzando valores entre 85% y 96%. Este valor es calculado con el precio actual del mercado, 6 U$/MMBTU por los requerimientos energéticos de cada escenario en MMBTU/Año. OPEX por Operación y Mantenimiento El costo correspondiente a la operación y mantenimiento anual se estimó en 3 % del Capex de la planta generadora más el Revamp del CPF, y en 1.5 % del costo de instalación y aislamiento de la tubería, estos valores según proyecciones de costos de proyectos similares en Ecopetrol S.A. Este costo afecta aproximadamente entre un 2 % y un 5% del Opex anual. OPEX por huella de CO2 El costo por huella de carbono anual resulta del impuesto al carbono según ley 1819 de 2016, equivalente a 0.3 U$/MMBTU por la cantidad de energía consumida anualmente. Este costo afecta aproximadamente entre un 2 y 10% del Opex anual.

5.3. Simulación de Montecarlo.

Dos de las variables decisivas para la valoración del proyecto y que presentan alta incertidumbre en la construcción de los flujos de caja futuros son el precio del barril de crudo de referencia BRENT (USD/BBL) y el costo del combustible Gas Natural por millón de unidades térmicas británicas (USD/MMBTU). Por tal motivo, se tomó la decisión de establecer tres escenarios (Optimista, medio y pesimista) de precios entre los que se cree podría llegar a variar el barril de petróleo de esta referencia, y se generó una distribución




Fecha: 20-05-17

Pág.: 30 de 35


triangular para el precio del gas natural, en dos de los posibles escenarios que pueden generarse mediante los datos de entrada en el simulador de Excel, como se describe a continuación: Como dato de entrada para el escenario medio, se supuso un precio de crudo BRENT de 53 USD/BBL. Tomando en cuenta los supuestos por deducciones por calidad (7.8 USD/BBL), transporte a puerto y dilución (9 USD/BBL), y costo de levantamiento (5 USD/BBL), el precio con el cuál se realizará la simulación será de 31.2 USD/BBL. Adicionalmente, para efectos del análisis, se estableció que el escenario optimista del precio sería 1.2 veces el valor supuesto en el escenario medio, y 0.8 veces el escenario pesimista asi:

Tabla 15. Escenarios de precios de barril supuestos

Figura 3. Distribución triangular para el valor de costo del gas. (USD/MMBTU)

En la imagen previa se puede observar la distribución triangular del valor del gas que se evaluó, en donde el valor esperado del mismo es de 6 USD/MMBTU que es el valor en el cual se mantiene el precio actualmente, y como mínimo se tiene un valor de 4 USD/MMBTU y un máximo de 6 USD/MMBTU. Los datos de entrada que se evaluaron, hacen referencia a escenarios que denominamos “verdes”. Esto implica, que se está tomando el mejor aislante térmico estudiado (Pyrogel XT), con una calidad de vapor media de 0.7. El escenario de generación evaluado fue el centralizado y las variables que modificaron la simulación fueron los caudales de inyección. De esta manera, el primer escenario verde con un caudal de 700 BWPD arrojó los siguientes resultados:




Fecha: 20-05-17

Pág.: 31 de 35


Figura 4. Flujo de caja y Cálculo de VPN ara el escenario medio con el valor de costo de gas más probable de 6 USD/MMBTU.

Grafico 14. Resultados de la simulación de Montecarlo Q= 700 BWPD con 5000 iteraciones para escenario optimista, medio y pesimista. En este caso es posible establecer que con 100% de certeza si el escenario optimista se cumple, el VPN del proyecto es positivo. Si, en cambio, el escenario medio se cumple, con una certeza del 90.18% EL VPN del proyecto es positivo. Finalmente, si el escenario pesimista llegara a darse, la posibilidad de tener un VPN positivo sería de 43.34% con esas variaciones en el precio del gas natural. Realizando el cálculo del precio mínimo del gas para que el VPN del escenario medio sea cero (precio de corte o “breack-even”), sería 8.49 USD/MMBTU




Fecha: 20-05-17

Pág.: 32 de 35


El segundo escenario, con un caudal de 1400 BWPD arrojó los siguientes resultados:

Figura 5. Flujo de caja y Calculo de VPN ara el escenario medio con el valor de costo de gas más probable de 6 USD/MMBTU

Gráfico 15. Resultados de la simulación de Montecarlo Q= 1400 BWPD con 5000 iteraciones para escenario optimista, medio y pesimista. En este caso es posible establecer que con 64.88% de certeza si el escenario optimista se cumple, el VPN del proyecto es positivo. Si, en cambio, el escenario medio se cumple, con una certeza del 20.24% EL VPN del proyecto es positivo. Finalmente, si el escenario pesimista llegara a darse, la posibilidad de tener un VPN positivo sería de 0% con esas variaciones en el precio del gas natural. Realizando el cálculo del precio mínimo del gas para que el VPN del escenario medio sea cero, se tendría un precio de corte de 5.56 USD/MMBTU




Fecha: 20-05-17

Pág.: 33 de 35


Es pertinente citar que en el análisis inicial realizado a las curvas obtenidas de la sensibilidad en la simulación de yacimiento, se podía observar un incremento en la producción bastante importante a medida que el caudal de inyección se aumentaba. En este caso, se puede observar, que en términos económicos el VPN del proyecto tienen una tendencia negativa en la medida en que el caudal de inyección se aumenta. Este caso se presenta debido a que como puede observarse en el gráfico 3 (Steam OIl Ratio), entre mayor es el caudal, mayor es el número de barriles de vapor que deben inyectarse para producir un barril de crudo. De modo que, a pesar de que se aumentó la producción, los costos asociados a la generación del vapor requerido para mantener la inyección se incrementaron mucho más, y esto produjo que al final de la evaluación, el VPN del proyecto fuera negativo para 2500 BWPD. Por tanto, es aconsejable que se mantengan tasas de inyección de vapor bajas, y buenos aislamientos de tubería. De esta manera es mucho más probable que bajo distintos escenarios de precios de crudo y de gas natural, el VPN del proyecto sea positivo.

6. CONCLUSIONES

• La implementación de la metodología expuesta en esta trabajo permite la integración de las disciplinas presentes en el desarrollo de proyectos de recobro mejorado y podría extrapolarse a otro tipo de proyectos involucrando actividades de perforación gracias a la disponibilidad de bases de datos y software de soporte para la provisión de datos técnicos y tendencias específicas.

• Para el proyecto de recobro mediante inyección continua de vapor y haciendo énfasis en los elementos decisivos en la inversión, es claro que el proyecto debe definir una estrategia de aislamiento en superficie ya que las pérdidas al ambiente son muy altas incuso en escenarios de baja velocidad del viento.

• La selección de un esquema satélite debe ser evaluada con mayor detenimiento involucrando mayor información sobre las demandas de servicios industriales y operaciones. En principio, las pérdidas de calor por tubería son menores, pero el sobrecosto de tener multiples operaciones impide tener el beneficio de economía de escala.

• La inclusión de los costos de perforación o la ejecución de un proyecto 100% nuevo tendería a reducir el valor del proyecto y probablemente resulte negativo debido al impacto de las inversiones.

• La tasa de descuento tiene una relevancia preponderante en la viabilidad económica del proyecto haciendo que, proyectos que pudieran no ser atractivos en una evaluación con tasa de descuento del 10% fueran suficientemente rentables a tasas de 7% tal y como se aplica para grandes proyectos de generación. Estas tasa reducidas deberían ir acompañadas por una duración mayor del proyecto con producción continua.

• El Factor de recobro del campo con inyección Cíclica es del 12 %. La inyección continua de vapor incrementa el FR a valores entre 28 % y 39 % dependiendo del escenario simulado en función del caudal de inyección y la calidad de vapor.

• El aspecto que más influye en los costos CAPEX es la construcción de la planta generadora de vapor, con valores entre el 60% y 70%.

• En la evaluación Socio-Ambiental del proyecto se evidencia que no se requiere el diseño de prácticas correctoras o protectoras intensivas y se generan beneficios en aspectos como “Cambio en la dinámica de empleo”, “Cambio en los ingresos de la población”, y “Cambio en las actividades económicas”, ver tabla 13 Matriz de Evaluación.




Fecha: 20-05-17

Pág.: 34 de 35


• El del costo de la huella de carbono incide significativamente sobre los costos del proyecto, alcanzando valores del 10 % sobre el Opex anual en escenarios con altos requerimientos energéticos.

• Aunque en la inyección Continua de vapor se generan más emisiones de CO2, al comparar su eficiencia con base en los barriles de aceite producidos se observa que la inyección continua es más eficiente con 0,09 Ton CO2/Bbl respecto a la cíclica con 0,18 Ton CO2/Bbl, ver Tablas 11 y 12.

7. BIBLIOGRAFÍA

• Prats, M. (1987). Procesos térmicos de extracción de Petróleo. INTEVEP S.A., Ediciones Técnicas. Capitulo 10.

• Gas Processors Sup ssociation. (2004). Fired Equipment. Engineering Data Book, 1–35.pliers A

• Tecnictuberías. (2012). Tubería en acero, (12). Retrieved from

http://www.tecnituberias.com/Spanish/Casing_files/TABLA ESPECIFICACION TUBERIA.pdf

• Tneme, Inc. (2013). Aerolon Acrylic series 971. Data Sheet. / Tneme, Inc. (2012). Enova Aerogel por Cabot. Data Sheet. / Industrial Nanotech, Inc. (2014). Nansulate EPX. Data Sheet. / Aspen Aerogels, Inc. (2010). Pyrogel XT. Data Sheet / Hi-Temp Coatings Technology, Inc. (2011). Hi-Temp 707 HB. Data Sheet / Temp-Coat Brand Products, LLC. (2009). Temp-Coat 101. Data Sheet. / Espumlátex, (2014). AISLAMAX – AISLAMAX PLUS – ELASTOMEX. Data Sheet. / Mascoat Industrial, DTI. (2011). MI-DTI. Data Sheet. / Instituto colombiano del petróleo, ICP. (2014). MCO-Tm. Ficha Técnica. / Sherwin-Williams, Co. (2013). FIRETEX M89/02. Data Sheet. / Superior Products international II, Inc. (2010). HPC. Data Sheet.

• Ingeniería de Yacimientos III: Inyección Cíclica De Vapor. (n.d.). Retrieved April 14, 2017, from

http://ingyacimientos3.blogspot.com.co/2010/12/inyeccion-ciclica-de-vapor.html

• Inyección Continua de Vapor - @petroleoamerica. (n.d.). Retrieved April 14, 2017, from http://www.petroleoamerica.com/2011/02/normal-0-21-false-false-false-es-ve-x.html

• Razón de movilidad, M - Part 1 | Ingenieria Petrolera. (n.d.). Retrieved April 14, 2017, from

http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com.co/2013/10/razon-de-movilidad-m-part-1.html

• Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (1997). EOR Screening Criteria Revisited - Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects. SPE Reservoir Engineering, 12(3), 189–198. https://doi.org/10.2118/35385-PA

• Matriz Identificación de Impactos Ambientales para el desarrollo de proyectos de construcción vial (n.d.). www.ani.gov.co




Fecha: 20-05-17

Pág.: 35 de 35


• Metodología para el Cálculo de las Matrices Ambientales (n.d.). Servicios Hidrogeológicos y Ambientales S.A., from http://www.chubut.gov.ar/portal/wp-organismos/ambiente/wp-content/uploads/sites/8/2015/01/Metodolog%C3%ADa-para-el-Calculo-de-las-Matrices-Ambientales.pdf

• Ley 1819 Artículo 221 y 222, Impuesto al Carbono, Base Gravable y Tarifa. Diario oficial de la

Republica de Colombia. Bogotá Congreso de La Republica de Colombia. 29 de diciembre de 2016.

• Manual de criterios de diseño de Ingeniería de Procesos, Ecopetrol S.A. 2015

reporte final grupo a3 - repositorio.uniandes.edu.co

Documents