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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE PRODUCCIÓN PARA LA

MEJORA DE FACILIDADES TEMPRANAS EN LA CENTRAL

DE PROCESOS TIPUTINI

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN

DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.

Quito, agosto, 2018

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2018

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 0401878632

APELLIDO Y NOMBRES: MARTÍNEZ BRIAN ESTEBAN

DIRECCIÓN: FERNÁNDEZ SALVADOR Y PEDRO DE

ALVARADO, BLOQUE CALPI

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: (02)2290930

TELÉFONO MOVIL: 0960522321

DATOS DE LA OBRA

TITULO: ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE

PRODUCCIÓN PARA LA MEJORA DE

FACILIDADES TEMPRANAS EN LA

CENTRAL DE PROCESOS TIPUTINI

AUTOR O AUTORES: MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO

DE TITULACIÓN:

03 de agosto del 2018

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ, M.Sc.

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA:

INGENIERO DE PETRÓLEOS

RESUMEN: Mínimo 250 palabras El objetivo de este trabajo de titulación fue

realizar un estudio de factibilidad para el

mejoramiento de las facilidades tempranas de

superficie que actualmente se encuentran en

la central de procesos Tiputini-Bloque 43,

operada por la empresa Petroamazonas EP.

El fluido (petróleo y agua) es procesado con

el objetivo de disminuir su corte de agua,

desgasificar y calentarlo para disminuir la

viscosidad y en estas condiciones ser

transportado hacia las facilidades del Bloque

12 para su procesamiento final, mientras que

X

el agua separada es reinyectada a la arena

productora M1 y el gas es utilizado como

combustible para la producción de vapor y

posterior calentamiento del fluido a transferir.

Se rediseño los principales equipos con

cálculos de ingeniería básica que permita

procesar un caudal 360 000 BFPD,

proyectado para el año 2019. Los datos de

campo fueron proporcionados por la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburifero

(ARCH) y constan con las características

físico-químicas de los fluidos que llegan a las

facilidades tempranas a condiciones de

operación de los equipos. Este estudio de

factibilidad concluyo con la propuesta de

dimensionamiento para 4 separadores

trifásicos, 4 intercambiadores de calor, 1

caldero de vapor, 2 scrubbers verticales, 6

bombas Booster, 2 bombas para el

condensado de gas o GPM, 6 bombas

shipping para transferencia, 3 mecheros y la

elaboración de un diagrama de flujo con la

ubicación de los equipos en base a los

cambios planteados. Se recomienda realizar

un estudio para la utilización del gas como

combustible energético en el mismo campo.

PALABRAS CLAVES: Facilidades tempranas de superficie, ITT,

Bloque 43

ABSTRACT:

The objective of this titulation work was to

carry out a feasibility study for the

improvement of the early surface facilities

currently in the Tiputini-Block 43 process

plant, operated by the company

Petroamazonas EP. The fluid (oil and water)

is processed with the objective of reducing its

water cut, degassing and heating it to lower

the viscosity and under these conditions it is

transported to the facilities of Block 12 for its

final processing, while the separated water is

reinjected to the production sand M1 and the

gas is used as fuel for steam production and

subsequent heating of the fluid to be

transferred. The main equipment is

redesigned with basic engineering

calculations that allow processing a flow

360 000 BFPD, projected for the year 2019.

The field data were provided by the Agency

for Regulation and Control Hydrocarbons

(ARCH) and consist of the physical-chemical

characteristics from the fluids that reach the

early facilities to equipment operation

conditions. This feasibility study concluded

with the proposal of sizing for 4 free water

knockout separators, 4 heat exchangers, 1

steam boiler, 2 vertical scrubbers, 6 Booster

pumps, 2 pumps for gas condensate or GPM,

6 shipping pumps for transfer, 3 thermal

oxidizer and the elaboration of a flow chart

with the location of the equipment based on

the proposed changes. It is recommended to

conduct a study for the use of gas as an

energy fuel in the same field.

KEYWORDS

Early surface facilities, ITT, Block 43

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN, CI: 0401878632 autor del

proyecto titulado: Estudio de factibilidad de producción para la mejora de

las facilidades tempranas en la central de procesos Tiputini, previo a la

obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad

Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo

144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la

SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de

graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión

pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial

a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito

de generar un Repositorio que democratice la información,

respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, 03 de agosto del 2018

DECLARACIÓN

Yo MARTÍNEZ GUEVARA BRIAN ESTEBAN, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de

factibilidad de producción para la mejora de las facilidades

tempranas en la central de procesos Tiputini”, que, para aspirar al

título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por MARTÍNEZ

GUEVARA BRIAN ESTEBAN, bajo mi dirección y supervisión, en la

Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación

artículos 19, 27 y 28.

DEDICATORIA

A Dios, por brindarme la oportunidad de vivir, por siempre guiarme en el

camino de la bondad, por estrechar mi mano cuando necesitaba de sus

bendiciones y por poner en mi vida a mi hermosa familia.

A mis padres, por ser el pilar fundamental de apoyo en mi vida estudiantil,

por darme su amor desmedido y forjar mi vida para llegar hacer la persona

que soy hoy en día. Gracias por siempre estar a mi lado en los mejores y

peores momentos y gracias por ser mis padres.

A mis hermanas Evelyn y Gabriela, por compartir junto a mí tantos

momentos de felicidad, por brindarme su ayuda y comprensión.

A mi hijo Camilo, el mismo que ha sido mi orgullo y mi mayor motivación, el

que cada día me hace más fuerte para librar todas las adversidades que se

presenten, y me impulsa día a día para lograr ser un ejemplo de padre hacia

él.

Mis abuelitos, Manuelito, Elisa y José, que desde el cielo cuidan mis pasos y

siempre estarán en mi corazón, a mi segunda madre Rosita, la cual con sus

bendiciones y palabras de amor me dio la fortaleza para culminar mis

estudios.

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, por bendecirme con la salud para lograr llegar a cumplir

mis sueños.

A mis padres, por el apoyo y el cariño que me brindaron, muestras de afecto

que fueron de ayuda durante mi vida estudiantil.

A mi familia, por estar siempre presentes con muestras de cariño y así

mismo el constante apoyo motivacional, el cual fue de gran importancia para

lograr culminar con mi carrera profesional.

Agradezco a la AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL

HIDROCARBURIFERO por el apoyo brindado, con la finalidad de desarrollar

este proyecto de titulación.

A mi director de tesis el Ingeniero Raúl Baldeón, por brindarme su apoyo

mediante la orientación al desarrollo de este proyecto de titulación, con

conocimientos e información, que fue de gran ayuda.

Agradezco a todos mis amigos y compañeros, por su colaboración y apoyo

durante nuestra formación profesional.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1. FACILIDADES DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN 3

1.1.1 FACILIDADES TEMPRANAS DE SUPERFICIE DE

PRODUCCIÓN 4

1.1.1.1 Sistema de tratamiento de fluido 4

1.1.1.2 Sistema de tratamiento de gas 5

1.1.1.3 Sistemas e instrumentación 6

1.2. OBJETIVOS 7

1.1.2 OBJETIVO GENERAL 7

1.1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 7

2. METODOLOGÍA 8

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 8

2.2. DETERMINAR EL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO 8

2.3. DETERMINAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS 8

2.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA) 9

2.3.1.1. Propiedades del flujo multifásico a condiciones de

operación de los equipos en superficie 9

2.3.1.2. Cromatografía de gases 14

2.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad

del gas 14

2.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas 15

2.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas

natural o GPM 15

2.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual 15

2.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad 16

2.3.1.8. Corrección por impurezas del factor de compresibilidad. 17

ii

PÁGINA

2.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN LAS

FACILIDADES TEMPRANAS 17

2.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFASICO (FREE WATER

KNOCKOUT) 18

2.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADOR DE CALOR (TUBO Y

CARCAZA) 20

2.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR 22

2.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL 23

2.4.5. BOMBAS BOOSTER 26

2.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE

CONDESADOS DE GAS O GPM 27

2.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING) 27

2.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS


2.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO 28

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 29

3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 29

3.2. DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL

CAMPO TIPUTINI 30

3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-A 30

3.2.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-C 31

3.2.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-D 31

3.2.4. PRODUCCIÓN ACTUAL Y PRODUCCIÓN ESTIMADA 32

3.3. DETERMINACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS

FLUIDOS 33

3.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA) 33

3.3.1.1. Propiedades de los fluidos a condiciones de operación

de los equipos en superficie 33

3.3.1.2. Cromatografía de gas 36

3.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del

gas. 37

3.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas. 37

iii

PÁGINA

3.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas

natural o GPM. 37

3.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual 38

3.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad. 39

3.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN LAS


3.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFÁSICO (FREE WATER

KNOCKOUT) 39

3.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR (TUBO Y

CARCAZA) 41

3.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR 42

3.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL 42

3.4.5. BOMBAS BOOSTER 43

3.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE

CONDESADOS DE GAS O GPM 44

3.4.7. SISTEMA DE TRASNFERENCIA (BOMBAS SHIPPING) 44

3.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN LAS


3.5.1. FACILIDADES TEMPRANAS ACTUALES 44

3.5.2. FACILIDADES TEMPRANAS DISEÑADAS 45

3.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO 45

3.6.1. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES ACTUALES 46

3.6.2. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES PROPUESTAS 47

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 48

4.1. CONCLUSIONES 48

4.2. RECOMENDACIONES 48

5. BIBLIOGRAFÍA 50

6. ANEXOS 52

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Producción de pozos locación Tiputini-A (2018). 30

Tabla 2. Producción de pozos locación Tiputini-C (2018). 31

Tabla 3. Producción de pozos locación Tiputini-D (2018). 32

Tabla 4. Producción total de los pozos de cada Pad (2018). 32

Tabla 5. Datos de la proyección del campo Tiputini hasta el año 2019. 32

Tabla 6. Temperaturas de operación de los equipos en superficie. 33

Tabla 7. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones

normales 34

Tabla 8. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de

operación del separador trifásico 107.5°F y 80 psi. 34

Tabla 9. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de

operación del intercambiador de calor 159.9 °F y 80 psi, con

una reducción del 50% de agua para reinyección. 35


de operación del caldero de vapor 160 °F y 80 psi. 35


de operación del scrubber vertical 94.9 °F y 80 psi. 35


de operación del sistema de bombeo con bombas Booster a

240 °F y 80 psi, desde el intercambiador de calor al sistema

de transferencia con bombas shipping. 36


de operación del sistema de transferencia 204 °F y 80 psi. 36

v

PÁGINA

Tabla 14. Cromatografía del gas en el campo Tiputini (Anexo 2). 36

Tabla 15. Poder calórico y fracción molar recalculada en base al metano

y etano (Anexo 4). 37

Tabla 16. Densidad molar y fracción molar de los compuestos

condensables C3+, para el cálculo del GPM del gas (Anexo 3). 37

Tabla 17. Densidad de los compuestos en estado líquido y fracción

molar recalculada en base a los compuestos C3+ (Anexo 3). 38

Tabla 18. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y

longitud entre costuras del FWKO, para tratamiento

de gas. 40

Tabla 19. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y

longitud entre costuras del FWKO, para tratamiento

de líquido. 40

Tabla 20. Capacidades actuales de los equipos presentes en las

facilidades tempranas de la CPT. 45

Tabla 21. Capacidades propuestas de los equipos para el tratamiento

del fluido esperado para el año 2019, en las facilidades

tempranas de la CPT. 45

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Sistema de tratamiento de crudo en CPT Bloque 43 4

Figura 2. Separador de agua libre o FWKO 5

Figura 3. Ubicación del Campo Tiputini – Bloque 43. 29

Figura 4. Diagrama planta actual. 46

Figura 5. Diagrama planta propuesta. 47

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. Gráfica de Standing Katzz 52

ANEXO 2. Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas

presiones y temperaturas críticas 53

ANEXO 3. Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas

densidades de líquido en libras/galón y galón/ libra mol 53

ANEXO 4. Constantes físicas de los compuestos con su respectivo

poder calórico 54

ANEXO 5. Localización de los parámetros establecidos para el cálculo

de la altura del scrubber vertical 54

ANEXO 6. Constantes de proporcionalidad para el cambio de unidades

de medida 55

1

RESUMEN

El objetivo de este trabajo de titulación fue realizar un estudio de factibilidad

para el mejoramiento de las facilidades tempranas de superficie que

actualmente se encuentran en la central de procesos Tiputini-Bloque 43,

operada por la empresa Petroamazonas EP. El fluido (petróleo y agua) es

procesado con el objetivo de disminuir su corte de agua, desgasificar y

calentarlo para disminuir la viscosidad y en estas condiciones ser

transportado hacia las facilidades del Bloque 12 para su procesamiento final,

mientras que el agua separada es reinyectada a la arena productora M1 y el

gas es utilizado como combustible para la producción de vapor y posterior

calentamiento del fluido a transferir. Se rediseño los principales equipos con

cálculos de ingeniería básica que permita procesar un caudal 360 000

BFPD, proyectado para el año 2019. Los datos de campo fueron

proporcionados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero

(ARCH) y constan con las características físico-químicas de los fluidos que

llegan a las facilidades tempranas a condiciones de operación de los

equipos. Este estudio de factibilidad concluyo con la propuesta de

dimensionamiento para 4 separadores trifásicos, 4 intercambiadores de

calor, 1 caldero de vapor, 2 scrubbers verticales, 6 bombas Booster, 2

bombas para el condensado de gas o GPM, 6 bombas shipping para

transferencia, 3 mecheros y la elaboración de un diagrama de flujo con la

ubicación de los equipos en base a los cambios planteados. Se recomienda

realizar un estudio para la utilización del gas como combustible energético

en el mismo campo.

Palabras claves: Facilidades tempranas de superficie, ITT, Bloque 43

2

ABSTRACT

The objective of this titulation work was to carry out a feasibility study for the

improvement of the early surface facilities currently in the Tiputini-Block 43

process plant, operated by the company Petroamazonas EP. The fluid (oil

and water) is processed with the objective of reducing its water cut,

degassing and heating it to lower the viscosity and under these conditions it

is transported to the facilities of Block 12 for its final processing, while the

separated water is reinjected to the production sand M1 and the gas is used

as fuel for steam production and subsequent heating of the fluid to be

transferred. The main equipment is redesigned with basic engineering

calculations that allow processing a flow 360 000 BFPD, projected for the

year 2019. The field data were provided by the Agency for Regulation and

Control Hydrocarbons (ARCH) and consist of the physical-chemical

characteristics from the fluids that reach the early facilities to equipment

operation conditions. This feasibility study concluded with the proposal of

sizing for 4 free water knockout separators, 4 heat exchangers, 1 steam

boiler, 2 vertical scrubbers, 6 Booster pumps, 2 pumps for gas condensate or

GPM, 6 shipping pumps for transfer, 3 thermal oxidizer and the elaboration of

a flow chart with the location of the equipment based on the proposed

changes. It is recommended to conduct a study for the use of gas as an

energy fuel in the same field.

Keywords: Early surface facilities, ITT, Block 43.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

La industria petrolera se enfrenta a varias dificultades en lo que corresponde

al tratamiento de fluido en superficie (petróleo, agua y gas), entre las cuales

tenemos, el aumento de producción, las características y tipo de fluido a

tratar y los tiempos de retención en las unidades de tratamiento. La gran

mayoría de campos petroleros en la actualidad tiene algo en común, la

producción de agua en grandes cantidades, llegando a producir tres barriles

de agua por cada barril de petróleo, convirtiéndose en un costo significativo

para compañías productoras de petróleo y gas (Arco Services, 2014).

Por lo cual es de gran importancia optimizar o implementar sistemas de

tratamiento y separación de petróleo, agua y gas en las facilidades

tempranas de superficie de los campos petroleros, permitiendo así realizar el

tratamiento de grandes volúmenes de fluido, que entran y salen del sistema

de producción. Las facilidades tempranas están constituidas por la

instalación de equipos modulares, los cuales se establecen en la locación

por un tiempo determinado, desarrollando el tratamiento de fluido en la etapa

temprana de producción. La forma de optimizar o mejorar las facilidades

tempranas de superficie, es la de diseñar las unidades de tratamiento con

respecto a la producción de fluido, a las características del mismo y al

tiempo de retención (Arco Services, 2014).

El presente trabajo de titulación, está enfocado en la ingeniería básica de las

facilidades tempranas de superficie de la central de procesos Tiputini, para la

implementación de equipos que cumplan con las necesidades de tratamiento

y separación de fluido multifásico. El bloque 43, se encuentra ubicado en la

provincia de Orellana, al extremo Este de la Cuenca Oriente, este bloque se

encuentra conformado por los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini los

cuales acumulan un estimado de reservas de 1 619 MM de barriles de crudo,

con una producción inicial de 10 777 BPPD y con un pico de producción

máximo de 484 346 BPPD en el año 2021 (Petroamazonas EP, 2016).

1.1. FACILIDADES DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN

Se conoce como facilidades de superficie, a los equipos y elementos que

permiten el manejo de fluido producido (petróleo, agua, gas y sólidos),

iniciando el proceso de separación de cada una de sus elementos, la

medición y entrega para su posterior transporte (Espín y Constante). La

Figura 1., presenta un sistema de facilidades de superficie de producción.

4

Figura 1. Sistema de tratamiento de crudo en CPT Bloque 43

(Petroamazonas EP, 2016)

1.1.1 FACILIDADES TEMPRANAS DE SUPERFICIE DE PRODUCCIÓN

Las facilidades tempranas están constituidas por la instalación de equipos

modulares los cuales se encuentran posicionados en skid para el manejo de

fluido producido por los pozos, con la finalidad de obtener un petróleo en

condiciones de comercialización (Arco Services, 2014). Las facilidades

tempranas de producción están constituidas por una serie de unidades,

equipos e instrumentación, la misma que es de gran importancia para el

desarrollo de un tratamiento óptimo de fluido (Petroamazonas EP, 2016),

estos equipos de facilidades tempranas son:

1.1.1.1 Sistema de tratamiento de fluido

Separador de prueba y separador de producción

La producción de los pozos está constituida por una mezcla de petróleo,

agua, gas y sólidos, para la separación en cada uno de estos componentes

se hace uso de los separadores, los cuales son recipientes a presión. Estos

separadores se dividen en: separador de prueba y separador de producción

(Mosquera Molina y Rodríguez Delgado). Los separadores de prueba

reciben la producción de un pozo seleccionado, con la finalidad de

determinar las propiedades de los fluidos, mientras que, los separadores de

producción, se encargan del tratamiento de todo el crudo entrante a la planta

de tratamiento, tenemos separadores trifásicos o bifásicos (dependiendo de

las características del fluido), los cuales actúan mediante una separación

física, es decir por la influencia de la gravedad, esta separación se logra

gracias a la diferencia de densidades, proceso al cual se le denomina

decantación de fluidos (Tabarrozzi, 1999).

5

Esta separación se realiza con el objetivo de retirar el agua libre la cual

puede causar problemas de corrosión (Schlumberger, s.f.). La Figura 2.,

presenta la forma de un FWKO.

La selección de los separadores depende principalmente de las

características que tenga el fluido a tratar, en estos separadores se tiene los

denominados tanques de lavado y los separadores de agua libre (FWKO),

de los cuales su respectiva selección se desarrolla bajo algunos parámetros

como son: la utilización de un tanque de lavado se realiza para crudos que

tengan denominaciones de API mayores a 20º (crudos livianos), y para los

separadores de agua libre con un API menor al 19.9º (crudos pesados),

(Requena y Rodríguez).

Figura 2. Separador de agua libre o FWKO

(SICA, s.f.)

Intercambiadores de calor

Los intercambiadores de calor se pueden presentar en diferentes formas y

tamaños, pero la parte de la construcción se divide en dos categorías como

son: tubo y carcaza o plato. El intercambiador de calor de tubo y carcaza es

uno de los más comunes, este tipo de intercambiador está conformado por

una serie de tubos los cuales están dentro de un contenedor al cual se le

denomina carcaza (Llangarí Lliguín y Solís Sánchez).

El fluido dentro de los tubos se le denomina flujo interno (petróleo), mientras

que el fluido dentro de la carcasa se le conoce como flujo externo (gas,

vapor, petróleo) este fluido circula a altas temperaturas con la finalidad de

calentar el fluido interno (Jaramillo, 2007).

1.1.1.2 Sistema de tratamiento de gas

El sistema de tratamiento de gas está conformado por los equipos y

unidades necesarios para realizar el tratamiento de la parte gas presente en

el fluido producido, este sistema está conformado por los siguientes equipos:

6

Scrubber de gas

El scrubber de gas, es un separador el cual se encuentra diseñado para

lograr una separación y extracción de líquidos presentes en el gas, líquidos

los cuales son llevados junto al gas a la salida del separador de producción

(Mosquera Molina y Rodríguez Delgado).

1.1.1.3 Sistemas e instrumentación

Instrumentación

La instrumentación se define como la ciencia que estudia la medición y

control de variables. Para la medición de la magnitud es evidente la

necesidad de la puesta en marcha de un dispositivo de medida que detecte

dicha magnitud y genere una señal para que luego sea transmitida hacia un

dispositivo indicador, por lo tanto los dispositivos de control o equipos de

instrumentación pueden ser válvulas de control, motores eléctricos, filtros,

etc. (García Gutierréz, 2014).

Bombas Booster

Las funciones de las bombas Booster es realizar la succión del fluido

proveniente de los tanques e incrementar a la presión requerida para el

ingreso en las bombas de trasferencia con la finalidad de obtener un óptimo

funcionamiento (Mosquera Molina y Rodríguez Delgado).

Sistema de generación eléctrica

El sistema de generación eléctrica tiene la finalidad de proporcionar y

distribuir la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de los equipos

y unidades que conforman las facilidades de producción, la energía puede

ser proporcionada ya sea por un sistema eléctrico o generación por grupo

electrógeno la cual utiliza combustible a base de crudo, gas o diésel,

(Salguero Villafuerte y Zurita Cadena).

Sistema de transferencia

El sistema de transferencia es constituido por una serie de bombas, las

cuales son utilizadas para el transporte de petróleo desde los tanques hacia

el oleoducto. Las bombas de transferencia, que son utilizadas en este

sistema son las bombas Booster y las bombas de alta presión, las cuales

pueden ser de tipo centrifugas, que permiten elevar la presión a un valor

necesario para vencer las fuerzas de fricción presentes en el transporte de

petróleo (Salguero Villafuerte y Zurita Cadena).

7

Sistema contraincendios

El sistema contraincendios es el encargado de la detección y posterior

extinción de fuego que pueda existir en las facilidades de superficie, con el

objetivo de proteger los procesos de producción de hidrocarburos, estos SCI

están conformados por reservas de agua o espuma, que se encuentran

almacenadas en tanques o en cisternas, así mismo, tiene un sistema de

bombeo para permitir la recirculación del agua en reposo (Cabrera Estupiñan

y Alóma Barceló, 2015).

1.2. OBJETIVOS

1.1.2 OBJETIVO GENERAL

Realizar un estudio de factibilidad de producción para la mejora de

facilidades tempranas en la central de procesos Tiputini-Bloque 43,

mediante un redimensionamiento de los equipos presentes en

superficie.

1.1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar la ubicación geográfica del campo Tiputini.

Evaluar la producción estimada de fluidos y sus características físico-

químicas, procedente de los pozos del Bloque 43.

Definir los equipos necesarios para las facilidades tempranas y la

ingeniería básica de los mismos.

2. METODOLOGÍA

8

2. METODOLOGÍA

En la siguiente sección del trabajo de titulación se analizó las condiciones

físico-químicas de los fluidos de producción, mediante información

proporcionada por la empresa operadora del campo que es Petroamazonas,

se proyectó los caudales para un tiempo de un año, se definieron los

equipos y se realizó los cálculos de ingeniería básica para definir los

principales parámetros de diseño.

La información necesaria para el desarrollo del tema del trabajo de titulación

se obtuvo de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera (ARCH) a

través del convenio de cooperación institucional con la Universidad

Tecnológica Equinoccial (UTE).

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

Para la descripción del campo se utilizó el plan de desarrollo del bloque 43-

ITT, el mismo que fue proporcionado por la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífera, del mismo documento se estableció la arena productora de

este campo.

2.2. DETERMINAR EL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DEL

CAMPO

Para la determinación del potencial de producción, se realizó un análisis del

histórico de producción del campo Tiputini, el mismo que equivale a la

sumatoria de fluido producido por cada uno de los pozos que conforman el

campo entre los años 2016 y 2017, mientras que, en la determinación del

potencial estimado en el año 2019, se realizó una proyección en base a la

curva de declinación y a la planificación de perforación de pozos en el

campo Tiputini.

2.3. DETERMINAR LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS

FLUIDOS

La información referente a las características del fluido se obtuvo de la base

de datos de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera (ARCH),

información correspondiente a las pruebas de laboratorio, pruebas pozo a

pozo y su posterior análisis de fluido.

9

2.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA)

Se determinó las características de los fluidos (petróleo-agua), a condiciones

normales y en base a las temperaturas de operación de cada uno de los

equipos de tratamiento en superficie.

2.3.1.1. Propiedades del flujo multifásico a condiciones de operación

de los equipos en superficie

Para el cálculo de las características del fluido a condiciones de operación

de los equipos en superficie, se utilizó una serie de fórmulas las cuales

parten de datos obtenidos en la base de datos de la ARCH (Tabla 4 y 5).

Cálculo de las propiedades del fluido (petróleo y agua)

Se determinó los parámetros del fluido a las temperaturas de operación, en

base a las ecuaciones establecidas por Craft B. (1968) en su libro Ingeniería

aplicada de yacimientos petrolíferos:

Densidad del petróleo:

𝜌𝑜𝑖𝑙 = 𝜌𝑜𝑖𝑙 @ 60 ℉

1+𝑇−68

1885

[1]

Dónde:

𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a condiciones de operación (gr/𝑐𝑚3).

𝜌𝑜𝑖𝑙 @ 60 ℉ = Densidad del petróleo a condiciones normales (gr/𝑐𝑚3).

T= Temperatura de operación (°F).

Factor G:

G = −6.6 + 0.0325 ∗ T + 0.000657 ∗ 𝑇2 [2]

Dónde:

G= Parámetro G a temperatura de operación (lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3).

T= Temperatura de operación (°F).

Densidad del agua:

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 =1

0.01602+0.000023∗𝐺 [3]

10

Dónde:

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎= Densidad del agua a la temperatura de operación (lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3).

Se determinó la gravedad específica de la mezcla a condiciones de

operación:

𝛾𝑜𝑖𝑙 =𝜌𝑜𝑖𝑙

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 [4]

Dónde:

𝛾𝑜𝑖𝑙 = Gravedad específica a temperatura de operación (adimensional).

𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 = Densidad del agua a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).

Densidad de la mezcla:

𝜌𝑜𝑖𝑙 = 𝛾𝑜𝑖𝑙 ∗ 0.9990 [5]

Dónde:

𝜌𝑜𝑖𝑙 = Densidad del petróleo a temperatura de operación (gr/𝑐𝑚3).

𝛾𝑜𝑖𝑙 = Gravedad específica a temperatura de operación (adimensional).

𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 = Densidad del agua a condiciones normales (gr/𝑐𝑚3).

Gravedad API del petróleo a la temperatura de operación:

𝐴𝑃𝐼𝑜𝑖𝑙 =141.5

𝛾𝑜𝑖𝑙 − 131.5 [6]

Gravedad específica de la mezcla:

𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴 = 𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑎𝑔𝑢𝑎 ∗ 𝛾𝑎𝑔𝑢𝑎 + 𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑜𝑖𝑙 ∗ 𝛾𝑜𝑖𝑙 [7]

Dónde:

𝐹𝑟𝑎𝑐. 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = Fracción volumen de fluido.

𝛾 = Gravedad específica del fluido (adimensional).

11

Cálculo de la viscosidad

Viscosidad del petróleo:

Para el cálculo de la viscosidad del petróleo se utilizó la correlación de

Beggs, H.D. y Robinson, J.R., ecuaciones que se encuentran establecidas

en el libro de Carlos Bánzer (1996), Correlaciones numéricas P.V.T:

μ = 10x − 1 [8]

Dónde:

𝜇 = Viscosidad del petróleo (cPoise).

𝑥 = Parámetro determinado con la ecuación 11.

Parámetros “Z”

z = 3.0324 − 0.02023 ∗ API [9]

Dónde:

API = Gravedad API del petróleo a temperatura de operación.

Parámetros “X” y “Y”, utilizados en la determinación de la viscosidad del gas:

𝑥 = 𝑦 ∗ 𝑇−1.163 [10]

y = 10z [11]

Dónde:

𝑇 = Temperatura de operación (ºF).

Viscosidad del agua:

La viscosidad del agua a condiciones de operación, se determinó con la

ecuación 12, la cual corresponde a la correlación de Van Wingen, la misma

que se encuentra establecida en el libro de Carlos Bánzer (1996),

Correlaciones numéricas P.V.T:

𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎 = exp (1.033 − 1.479 ∗ 10−2𝑇 + 1.982 ∗ 10−5𝑇2) [12]

12

Dónde:

𝜇𝑎𝑔𝑢𝑎= Viscosidad del agua (cPoise).

𝑇= Temperatura de operación (ºF).

Viscosidad de la mezcla:

Se calculó la licuefacción de cada componente presente en el fluido,

utilizando el método de Cragoe, el cual se encuentra en el libro de Alvarado

Douglas y Bánzer Carlos (2002), Recuperación térmica de petróleo:

𝐿𝑀1 =2995.73

ln 𝜇+7.6009 [13]

Dónde:

𝐿𝑀1= Licuefacción del fluido (cPoise).

𝜇= Viscosidad del fluido (cPoise).

Gravedad específica de cada uno de los fluidos presentes en la mezcla, este

cálculo se realizó con la ecuación 13.

Fracción en peso del fluido:

𝑀 = 𝑄 ∗ 𝜌 [14]

Dónde:

M= Fracción en peso del fluido (𝑘𝑔

𝑑𝑖𝑎).

𝑄= Flujo de fluido (𝑚3

𝑑𝑖𝑎).

𝜌= Densidad del fluido (𝑘𝑔

𝑚3).

Sumatorio del peso de los fluidos (petróleo y agua):

∑ 𝑀 = 𝑀1 + 𝑀2 [15]

Sumatoria de la fracción en peso:

𝑓 = 𝑀

∑ 𝑀 [16]

13

Se remplazó con la licuefacción y fracción volumen de los fluidos presentes:

𝐿𝑀 = 𝑓1 ∗ 𝐿𝑀1 + 𝑓2 ∗ 𝐿𝑀2 [17]

Posteriormente de la ecuación 13, se despejo la viscosidad remplazando el

valor calculado de 𝐿𝑀, calculado en la ecuación 17.

Viscosidad del gas:

Se determinó la viscosidad del gas con las ecuaciones establecidas en la

correlación de Lee, A.L., González, M.H. y Eakin, B.E., las mismas que se

encuentran en el libro de Carlos Bánzer (1996), Correlaciones numéricas

P.V.T:

𝜇𝑔𝑎𝑠 =𝐾 exp (𝑋∗𝜌𝑔𝑎𝑠

𝑌 )

104 [18]

Dónde:

𝜇𝑔𝑎𝑠= Viscosidad del gas (cPoise).

𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑔𝑟

𝑐𝑚3).

Se calculó la constante “K”:

𝐾 =(9.4+0.02∗𝑃𝑀)𝑇1.5

209+19∗𝑃𝑀+𝑇 [19]

Dónde:

𝑃𝑀 = Peso molecular del gas (𝑙𝑏

𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙).

𝑇= Temperatura de operación (ºR).

Parámetros “X” y “Y”:

𝑋 = 3.5 +986

𝑇+ 0.01 ∗ 𝑃𝑀 [20]

𝑌 = 2.4 − 0.2 ∗ 𝑋 [21]

Densidad del gas:

𝜌𝑔𝑎𝑠 = 1.4935 ∗ 10−3 ∗𝑃∗𝑃𝑀

𝑧∗𝑇 [22]

14

Dónde:

𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑔𝑟

𝑐𝑚3).

𝑃𝑀 = Peso molecular del gas (𝑙𝑏

𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙)

𝑃 = Presión de operación (psi).

𝑇 = Temperatura de operación (°R).

z: Factor de compresibilidad del gas.

2.3.1.2. Cromatografía de gases

Para la determinación de la composición del gas se utilizó su cromatografía

(Tabla 14), que nos proporciona la composición molar de gas, que permite

posteriores cálculos de balance de masa y energía de gases:

2.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del gas

Con el peso molecular del gas se determinó la gravedad específica del

mismo, mediante las ecuaciones indicadas en el libro de Carlos Bánzer

(1996), Correlaciones numéricas P.V.T:

𝛾𝑔𝑎𝑠 =𝑃𝑀𝐺𝐴𝑆

𝑃𝑀𝐴𝐼𝑅𝐸 [23]

Dónde:

𝑃𝑀𝐺𝐴𝑆 = Peso molecular del gas (gr/mol)

𝑃𝑀𝐴𝐼𝑅𝐸 = Peso molecular del aire (gr/𝑚𝑜𝑙)

Posteriormente se determinó la densidad del gas a la temperatura de

operación:

𝜌𝑔𝑎𝑠 =28.96∗𝑃∗𝛾𝑔𝑎𝑠

𝑅∗𝑧∗𝑇 [24]

Dónde:

𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas (lb/𝑝𝑖𝑒𝑠3).

P= presión de operación (psi).

𝛾𝑔𝑎𝑠= Gravedad específica del gas (adimensional).

R= Constante de gases (𝑝𝑖𝑒𝑠3𝑝𝑠𝑖

°𝑅 𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙).

T= Temperatura de operación (ºR)

15

2.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas

Poder calórico del gas:

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 = ∑ 𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑐𝑜 ∗ 𝑦𝑖𝑛𝑖=1 [25]

Dónde:

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠: Poder calorífico del gas (𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑁).

𝑦𝑖= Fracción molar de los compuestos.

2.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas natural

o GPM

Para el cálculo del contenido de condensados en el gas natural o GPM, se

utilizó las ecuaciones establecidas en el libro de Alvarado Douglas y Bánzer

Carlos (2002), Recuperación térmica de petróleo:

𝐺𝑃𝑀 = ∑ (1 000∗𝑦𝑖∗𝜌𝐺𝑃𝑀

379.6) [26]

Donde:

𝐺𝑃𝑀 = Contenido de líquido en el gas natural (𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶3+

1 000 𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠).

𝑦𝑖= Fracción molar C3+.

𝜌𝐺𝑃𝑀= Densidad molar de los compuestos C3+ (𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠

𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙).

Densidad de los condesados (GPM):

𝜌𝐺𝑃𝑀 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝜌𝑖 [27]

Donde:

𝜌𝐺𝑃𝑀 = Densidad del GPM (𝑙𝑏

𝑔𝑎𝑙).

𝑦𝑖= Fracción molar C3+.

𝜌𝑖= Densidad de los compuestos C3+ (𝑙𝑏

𝑔𝑎𝑙).

2.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual

Se determinó la cantidad de energía eléctrica que se puede obtener en base

al residual de gas, mediante la utilización de las constantes de

proporcionalidad empleadas en la conversión de unidades de medida.

16

2.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad

Se calculó las temperaturas y presiones pseudocríticas del gas, con las

ecuaciones presentes en el libro de Craft B. (1968), Ingeniería aplicada de

yacimientos petrolíferos:

Temperatura pseudocrítica:

𝑇𝑝𝑐 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑇𝑖 [28]

Dónde:

𝑇𝑝𝑐 = Temperatura pseudocrítica (ºR).

𝑦𝑖= Fracción volumétrica.

𝑇𝑖 = Temperatura critica de los gases (ºR).

Presión pseudocrítica:

𝑃𝑝𝑐 = ∑ 𝑦𝑖 ∗ 𝑃𝑖 [29]

Dónde:

𝑃𝑝𝑐 = Presión pseudocrítica (psi).

𝑦𝑖= Fracción volumétrica.

𝑃𝑖 = Presión critica de los gases (psi).

Temperatura pseudoreducida:

𝑇𝑝𝑟 =𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑇𝑝𝑐 [30]

Dónde:

𝑇𝑝𝑟 = Temperatura pseudoreducida (ºR).

𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= Temperatura de operación (ºR).

Presión pseudoreducida:

𝑃𝑝𝑟 =𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑃𝑝𝑐 [31]

Dónde:

𝑃𝑝𝑟 = Presión pseudoreducida (psi).

17

𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛= Presión de operación (psi).

2.3.1.8. Corrección por impurezas del factor de compresibilidad.

Debido a la presencia de gases agrios (CO2, H2S y N2), se ve afectado el

valor del factor de compresibilidad, por lo cual se determinó la presión y

temperatura pseudocrítica corregida, con las siguientes ecuaciones:

Temperatura pseudocrítica corregida (𝑇𝑝𝑐′ ):

𝑇𝑝𝑐′ = 𝑇𝑝𝑐 − (𝑦𝑖 𝑁2 ∗ 2.5) − (𝑦𝑖 𝐶𝑂2 ∗ 0.8) [32]

Dónde:

𝑇𝑝𝑐 = Temperatura pseudocrítica (ºR).

𝑦𝑖 𝑁2 = Fracción molar del Nitrógeno.

𝑦𝑖 𝐶𝑂2 = Fracción molar del Dióxido de carbono.

Presión pseudocrítica corregida (𝑃𝑝𝑐′ ):

𝑃𝑝𝑐′ = 𝑃𝑝𝑐 − (𝑦𝑖 𝑁2 ∗ 1.7) + (𝑦𝑖 𝐶𝑂2 ∗ 4.4) [33]

Dónde:

𝑃𝑝𝑐 = Presión pseudocrítica (ºR).

𝑦𝑖 𝑁2 = Fracción molar del Nitrógeno.

𝑦𝑖 𝐶𝑂2 = Fracción molar del Dióxido de carbono.

Con las presiones y temperaturas pseudocríticas corregidas nos dirigimos a

las gráficas de Standding y Katz (anexo 1) y se determinó el factor de

compresibilidad corregido.

2.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN

LAS FACILIDADES TEMPRANAS

A partir del caudal, las presiones, temperaturas y de características del fluido

se realizó el diseño de las unidades y equipos. Para lo cual se empleó los

siguientes cálculos de dimensionamiento de equipos.

18

2.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFASICO (FREE WATER

KNOCKOUT)

La selección de un separador se realiza dependiendo de las características

del fluido, como es el grado API y la saturación de los fluidos en la mezcla:

Para el cálculo del separador trifásico, se utilizó las siguientes ecuaciones:

Velocidad de asentamiento:

𝑉𝑡 = 0.0204 ∗ ((𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜−𝜌𝑔𝑎𝑠)∗𝑑𝑚

𝜌𝑔𝑎𝑠)

1

2 [34]

Dónde:

𝑉𝑡 = Velocidad de asentamiento (𝑝𝑖𝑒

𝑠𝑒𝑔).

𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜= Densidad del líquido a temperatura de operación (𝑙𝑏

𝑝𝑖𝑒𝑠3).

𝜌𝑔𝑎𝑠 = Densidad del gas a temperatura de operación (𝑙𝑏

𝑝𝑖𝑒𝑠3).

𝑑𝑚= Diámetro de la gota de líquido (micrones).

Número de Reynolds:

𝑅𝑒 = 0.0049 ∗𝜌𝑔𝑎𝑠∗𝑑𝑚∗𝑉𝑡

𝜇𝑔 [35]

Dónde:

𝑅𝑒 = Numero de Reynolds (adimensional).


𝑝𝑖𝑒𝑠3).


𝑉𝑡 = Velocidad de asentamiento (𝑝𝑖𝑒

𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜).

𝜇𝑔= Viscosidad del gas (cPoise).

Coeficiente de arrastre:

𝐶𝐷 =24

𝑅𝑒+

3

𝑅𝑒12

+ 0.34 [36]

Se recalcula la velocidad de asentamiento, hasta obtener convergencia.

19

Constante de Souders y Brown (K):

𝐾 = [𝜌𝑔𝑎𝑠

𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜−𝜌𝑔𝑎𝑠∗

𝐶𝐷

𝑑𝑚]

1

2 [37]

Dónde:

𝐾 = Constante de Souders y Brown (adimensional).


𝑝𝑖𝑒𝑠3).

𝜌𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜= Densidad del líquido a temperatura de operación (𝑙𝑏

𝑝𝑖𝑒𝑠3).


𝐶𝐷 = Coeficiente de arrastre (adimensional).

Capacidad del gas:

𝑑 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 = 420 ∗𝑇∗𝑧∗𝑄𝑔𝑎𝑠

𝑃∗ 𝐾 [38]

Dónde:

𝑇 = Temperatura de operación (°R).

z= Factor de compresibilidad del gas (adimensional).

𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo de gas (𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷).

𝑃= Presión de operación (psi).

𝐾 = Constante de Souders y Brown (adimensional).

Se determinó el diámetro base:

𝑑 =√12∗𝑐𝑡𝑡𝑒

𝑅−1 [39]

Dónde:

𝑑 = Diámetro base (pulgadas).

Longitud efectiva:

𝐿𝑒𝑓𝑓 =𝑐𝑡𝑡𝑒

𝑑𝑏𝑎𝑠𝑒 [40]

La constante (ctte) es igual a 𝑑 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 calculada en la ecuación 38 y R es

igual a 3.

20

Longitud entre costuras (𝐿𝑠𝑠):

𝐿𝑠𝑠 = 𝐿𝑒𝑓𝑓 +𝑑

12 [41]

Relación de Slenderness (R):

𝑅 = 12 ∗𝐿𝑠𝑠


Retención de líquido:

𝑑2 ∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 = 1.42 ∗ [(𝑄𝑜𝑖𝑙 ∗ 𝑇𝑟𝑜) + (𝑄𝑎𝑔𝑢𝑎 ∗ 𝑇𝑟𝑎)] [43]

Dónde:

𝑄𝑜𝑖𝑙: Flujo de petróleo (BPPD).

𝑇𝑟𝑜: Tiempo de retención del petróleo (minutos).

𝑄𝑎𝑔𝑢𝑎: Flujo de agua (BAPD).

𝑇𝑟𝑎: Tiempo de retención de agua (minutos).

Para determinar la sección de capacidad de líquido se asume diámetros,

hasta obtener una relación de Slenderness (R) igual a la del gas.

Posteriormente se calculó la longitud efectiva con la ecuación 44 y la

longitud entre costuras con la ecuación 45, en base a los diámetros

asumidos:

𝐿𝑠𝑠 =4

3∗ 𝐿𝑒𝑓𝑓 [44]

𝑅 = 12 ∗𝐿𝑠𝑠


2.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADOR DE CALOR (TUBO Y CARCAZA)

El diseño de los intercambiadores de calor se realiza en base a la

determinación de las características del fluido (petróleo y agua). El proceso

inicio con el cálculo de características propias del fluido como son gravedad

específica, densidad, etc. Las ecuaciones para el dimensionamiento de los

equipos se obtuvieron del libro de Alvarado Douglas y Bánzer Carlos (2002),

Recuperación térmica de petróleo:

Flujo másico de fluido que ingresa al intercambiador:

𝑀 = 𝑄𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂 ∗ 𝜌𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂 [46]

21

Dónde:

𝑀: Flujo másico del fluido (𝐾𝑔

ℎ𝑜𝑟𝑎).

𝑄𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂: Caudal de fluido (𝑚3

ℎ𝑜𝑟𝑎).

𝜌𝐹𝐿𝑈𝐼𝐷𝑂: Densidad del fluido (𝐾𝑔

𝑚3).

Calor específico del agua:

𝐶𝑎𝑔𝑢𝑎 = 1.0504 − 6.05 ∗ 10−4 𝑇 + 1.79 ∗ 10−6 𝑇2 [47]

Dónde:

𝐶𝑎𝑔𝑢𝑎: Calor específico del agua (𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉).

𝑇: Temperatura (℉).

Calor específico del petróleo:

𝐶𝑜𝑖𝑙 =0.388+0.00045∗𝑇

√𝛾𝑜𝑖𝑙 [48]

Dónde:

𝐶𝑜𝑖𝑙: Calor específico del petróleo (𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉).

𝑇: Temperatura (℉).

Calor específico del fluido (petróleo y agua):

𝐶𝑝 = 𝑓1 ∗ 𝐶𝑝1 + 𝑓2 ∗ 𝐶𝑝2 [49]

Dónde:

𝐶𝑝: Calor especifico del fluido (𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉).

𝑓1: Fracción volumen.

Se determinó la energía de la mezcla utilizando el poder calórico del

petróleo:

𝑄 = 𝑀 ∗ 𝐶𝑝 ∗ ∆𝑇 [50]

22

Dónde:

𝑄: Energía del fluido (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

ℎ𝑜𝑟𝑎).

𝑀: Flujo másico del fluido (𝐾𝑔

ℎ𝑜𝑟𝑎).

𝐶𝑝: Poder calórico (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

𝐾𝑔 𝐾).

∆𝑇: Variación de temperatura (𝐾).

Promedio logarítmico de las temperaturas:

∆𝑇𝑙𝑛 =∆𝑇2−∆𝑇1

𝑙𝑛(∆𝑇2∆𝑇1

) [51]

Dónde:

∆𝑇𝑙𝑛: Temperatura logarítmica del fluido (𝐾).

∆𝑇1= Temperatura logarítmica de la mezcla (𝐾).

∆𝑇2: Temperatura logarítmica del vapor (𝐾).

Área de transferencia:

𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =𝑄

𝑈𝑜∗∆𝑇𝑙𝑛 [52]

Dónde:

𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎: Área de transferencia (𝑚2).

𝑄= Energía del fluido (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒


𝑈𝑜: Coeficiente integral de transferencia (𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

𝑚2 𝑠𝑒𝑔. 𝐾).

Volumen del intercambiador de calor:

𝑉𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐴𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ∗ 𝐿 [53]

Dónde:

𝑉𝑐𝑖𝑙𝑖𝑛𝑑𝑟𝑜: Volumen del intercambiador (𝑚3).

𝐿= Longitud del intercambiador (𝑚).

2.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR

Para el diseño del caldero de vapor, se utilizó las ecuaciones 46, 49 y 50,

empleadas en el cálculo del intercambiador de calor de tubo y carcaza, hasta

23

la obtención de la energía de la mezcla. Las ecuaciones se encuentran

establecidas en el libro de Alvarado Douglas y Bánzer Carlos (2002),

Recuperación térmica de petróleo:

Calor total de vapor:

𝐻𝑠 = 1119 𝑃 0.01267 [54]

Dónde:

𝐻𝑠: Calor total de vapor (𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟).

𝑃= Presión de vapor (𝑝𝑠𝑖).

Caudal total de vapor:

𝑄𝑠 =𝑄

𝐻𝑠 [55]

Dónde:

𝑄𝑠 = Caudal de vapor (𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟

𝑑𝑖𝑎).

𝑄: Energía del fluido (𝐵𝑇𝑈

𝑑𝑖𝑎).

𝐻𝑠: Calor total de vapor (𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟).

Se determinó la cantidad de gas empleado para la obtención del vapor

necesario en el óptimo funcionamiento del caldero:

𝑄𝑔𝑎𝑠 =𝑄

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 [56]

Dónde:

𝑄𝑔𝑎𝑠 = Caudal de gas (𝑃𝐶𝑁

𝑑𝑖𝑎).

𝑄: Energía del fluido (𝐵𝑇𝑈

𝑑𝑖𝑎).

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠: Poder calorífico del gas (𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑁).

2.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL

Para el diseño del Scrubber vertical, se empleó las siguientes ecuaciones:

24

Constante “K” para la evaluación:

𝐾 = 0.35877 − (9.9277 ∗ 10−5 ∗ 𝑃) [57]

Dónde:

𝑃= Presión de operación (𝑝𝑠𝑖).

Flujo de gas a condiciones de operación del scrubber vertical:

𝑄(𝑔𝑎𝑠−𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛) = 𝑄𝑔𝑎𝑠 ∗𝑃𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙

𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛∗

𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛

𝑇𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙∗ 𝑧 [58]

Dónde:

𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas a condiciones normales (𝑝𝑖𝑒𝑠3


𝑃𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙= Presión a condiciones normales (14.7 𝑝𝑠𝑖).

𝑃𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛= Presión a las condiciones de operación (𝑝𝑠𝑖).

𝑇𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛= Temperatura a condiciones de operación (°R).

𝑇𝑛𝑜𝑟𝑚𝑎𝑙= Temperatura a condiciones normales (520°R).

𝑧 = Factor de compresibilidad del gas

Velocidad crítica:

𝑉𝑐 = 𝐾√𝜌𝐺𝑃𝑀−𝜌𝑔𝑎𝑠

𝜌𝑔𝑎𝑠 [59]

Dónde:

𝑉𝑐 = Velocidad crítica (𝑝𝑖𝑒𝑠


𝜌𝐺𝑃𝑀= Densidad de los gases condensados C3+ (𝑙𝑏

𝑝𝑖𝑒𝑠3).

𝜌𝑔𝑎𝑠= Densidad del gas (𝑙𝑏

𝑝𝑖𝑒𝑠3).

Calculo de área de sección transversal:

𝐴 =𝑄(𝑔𝑎𝑠−𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ò𝑛)

𝑉𝑐 [60]

Dónde:

𝐴 = Área de sección transversal (𝑝𝑖𝑒𝑠2).

25

Cálculo de diámetro interno del recipiente:

𝐼𝐷 = √4∗𝐴

𝜋 [61]

Dónde:

𝐼𝐷 = Diámetro interno (𝑝𝑖𝑒𝑠).

Calculo del Volumen de los gases condensados C3+:

𝑉𝐺𝑃𝑀 = 60 ∗ 𝑄𝐺𝑃𝑀 ∗ 𝑡𝑟 [62]

Dónde:

𝑉𝐺𝑃𝑀 = Volumen de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3).

𝑄𝐺𝑃𝑀= Flujo volumétrico de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3


𝑡𝑟= Tiempo de retención (1.5 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜𝑠 ).

Altura de líquido en el recipiente:

ℎ𝐺𝑃𝑀 =𝑉𝐺𝑃𝑀

𝐴 [63]

Dónde:

ℎ𝐺𝑃𝑀 = Altura del GPM (𝑝𝑖𝑒𝑠).

Diámetro de boquilla de entrada de gas.

Según Norma PDVSA, 𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 ≤ 30 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜, en caso de no cumplirse se

calcula el diámetro correcto con el valor de 30 en la siguiente ecuación:

𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 = √4∗(𝑄𝐺𝑃𝑀+𝑄𝑔𝑎𝑠)

𝜋∗𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 [64]

Dónde:

𝑄𝐺𝑃𝑀= Flujo volumétrico de los gases condensados C3+ (𝑝𝑖𝑒𝑠3


𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas (𝑝𝑖𝑒𝑠3


26

Diámetro de boquilla de salida de gas.

Según Norma PDVSA, 𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 ≤ 90 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜, en caso de no cumplirse se

calcula el diámetro correcto con el valor de 90 en la siguiente ecuación:

𝐷𝑏 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 = √4∗𝑄𝑔𝑎𝑠

𝜋∗𝑉𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 [65]

Dónde:

𝑄𝑔𝑎𝑠= Flujo volumétrico de gas (𝑝𝑖𝑒𝑠3

𝑠𝑒𝑔).

Diferencia de altura entre la parte superior de la malla y la boquilla de salida:

𝐶𝑚 =𝐼𝐷−𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎

2 [66]

Dónde:

𝐶𝑚= Diferencia de alturas (𝑝𝑖𝑒𝑠).

Altura total del separador.

ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑚 + ℎ𝑚 + ℎ(𝑑−𝑏𝑒) + 𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎 + ℎ𝑁𝑙−𝑏𝑒 + ℎ𝐺𝑃𝑀 [67]

Dónde:

ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = Altura total del separador (𝑝𝑖𝑒𝑠).

ℎ𝑚=Altura de la malla (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).

ℎ(𝑑−𝑏𝑒)= Diferencia de altura entre boquilla de entrada y malla (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).

𝐷𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎= Diámetro de la boquilla de entrada (𝑝𝑖𝑒𝑠).

ℎ𝑁𝑙−𝑏𝑒= Diferencia entre boquilla de entrada y altura del petróleo (2 𝑝𝑖𝑒𝑠).

ℎ𝑜𝑖𝑙= Altura del fluido (𝑝𝑖𝑒𝑠).

En el anexo 5 se establece el gráfico en el cual se determina cada parámetro

utilizado en el cálculo de la altura total del scrubber.

2.4.5. BOMBAS BOOSTER

Para el cálculo de las bombas Booster, se utilizó las siguientes ecuaciones:

27

Carga hidráulica del sistema:

ℎ =∆𝑃

0.433∗𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴 [68]

Dónde:

ℎ= Carga hidráulica (𝑝𝑖𝑒𝑠).

∆𝑃 = Diferencia entre presión de entrada y salida (𝑝𝑠𝑖).

𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Gravedad específica de la mezcla (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙).

Potencia de la bomba:

𝐵𝐻𝑃 =𝑄𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴∗𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴∗ℎ

899.3∗𝐸𝐹. [69]

Dónde:

𝐵𝐻𝑃 = Potencia de la bomba (𝐻𝑃).

𝑄𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Flujo de fluido (𝑚3

ℎ).

𝛾𝑀𝐸𝑍𝐶𝐿𝐴= Gravedad específica de la mezcla (𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙).

ℎ= Carga hidráulica (𝑝𝑖𝑒𝑠).

𝐸𝐹= Eficiencia de la bomba (85%).

2.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE CONDESADOS DE

GAS O GPM

Para determinar la potencia de las bombas empleadas en el sistema de

trasferencia de condensado de gas o GPM, se utilizó las ecuaciones 68 y 69,

así mismo, se determinó la altura del líquido en el scrubber vertical con la

ecuación 63.

2.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING)

Para determinar la potencia de las bombas empleadas en el sistema de

trasferencia se utilizó las ecuaciones 68 y 69, con los parámetros de fluido y

presiones presentes en las bombas Shipping.

2.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN


Se planifico del número de equipos necesarios para el tratamiento del fluido

en la fase de explotación temprana, así mismo, de sus capacidades, esto se

28

realizó en base a los cálculos desarrollados para cada equipo de acuerdo al

fluido esperado para el año 2019.

2.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO

En la parte de implementación de proceso se realizó un diagrama de flujo de

las actuales instalaciones de las facilidades tempranas y las instalaciones

diseñadas después de realizar los cálculos de los equipos, esto mediante la

utilización del software AutoCAD, instalaciones las cuales fueron

previamente estudiadas y diseñadas de acuerdo a parámetros y

características en relación al fluido tratado.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

29

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

En la siguiente sección, referente a resultados y discusión, se desarrolla la

parte medular del trabajo de titulación, el mismo que se presenta a

continuación.

3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

El campo Tiputini forma parte del denominado Bloque 43 el cual se

encuentra ubicado en la región amazónica de la provincia de Orellana,

abarcando una superficie de 189 899 hectáreas aproximadamente. El límite

Noreste es la reserva Cuyabeno, al Sureste la frontera con el Perú, al Oeste

limita con el Bloque 31 y al Sur con la zona intangible del Parque Nacional

Yasuní (Petroamazonas EP, 2016).

Coordenadas geográficas del campo, son:

Latitud: 0°,46´,32” Sur.

Longitud: 76°,06´ Oeste.

Figura 3. Ubicación del Campo Tiputini – Bloque 43.

(GOOGLE, 2018)

El yacimiento identificado en el campo Tiputini es la arena M1.

Arenisca M1

Esta formación hacia la base corresponde a canales fluviales, debido a la

ausencia de fósiles marinos en las muestras analizadas. Es una arenisca

con lutitas de ambiente marino somero reductor, generalmente una arenisca.

30

3.2. DETERMINACIÓN DEL POTENCIAL DE PRODUCCIÓN

DEL CAMPO TIPUTINI

La producción del campo Tiputini inicio en agosto del 2016 con una

producción inicial de 2 000 BPPD y un corte de agua de 0%, en la actualidad

este campo se encuentra produciendo un total de 166 297.84 BFPD con un

corte de agua de 74.02 %, esta producción se divide en tres pads que

conforman la locación, los cuales son pad A, pad C y pad D.

En base a la planificación realizada para el desarrollo del campo, se

pronostica una producción para finales del año 2019 de 360 000 BFPD con

un corte de agua que alcanza los 85%.

3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-A

Para la determinación de la producción del Pad A, se analiza las pruebas de

producción de los 18 pozos que conforman este Pad, información referente

al 20 de marzo del 2018, obteniendo los siguientes resultados:

Tabla 1. Producción de pozos locación Tiputini-A (2018).

POZO GROSS OIL WAT BSW

GAS API @ 60F BFPD BPPD BWPD Lab.

TPTA-021M1 8 344 1 335 7 009 84.0 39 14.2

TPTA-022M1 8 715 871 7 844 90.0 29 14.2

TPTA-023M1 9 018 1 984 7 034 78.0 54 14.3

TPTA-024M1 8 223 1 809 6 414 78.0 35 14.4

TPTA-025M1 5 399 918 4 481 83.0 28 14.5

TPTA-027M1 2 200 220 1 980 90.0 14 14.2

TPTA-029M1 9 109 547 8 562 94.0 22 13.8

TPTA-031M1 4 399 748 3 651 83.0 31 14.3

TPTA-033M1 4 259 852 3 407 80.0 41 14.1

TPTA-035M1 1 820 619 1 201 66.0 19 14.1

TPTA-036M1 2 330 1 258 1 072 46.0 32 14.1

TPTA-038M1 5 970 597 5 373 90.0 24 14.6

TPTA-039M1 1 326 743 583 44.0 12 14.2

TPTA-043HM1 3 360 2 016 1 344 40.0 39 14.1

TPTA-044M1 7 164 716 6 448 90.0 20 14.4

TPTA-045M1 9 890 593 9 297 94.0 20 14.6

TPTA-046M1 1 270 1 257 13 1.0 47 14.5

TPTA-047M1 2 198 1 407 791 36.0 50 13.6

(Fuentes y Cruz, 2018)

31

3.2.2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-C

Para conocer la producción del Pad C, se analiza las pruebas de producción

de los 25 pozos que conforman este Pad, información referente al 20 de

marzo del 2018, obtenido los siguientes resultados.

Tabla 2. Producción de pozos locación Tiputini-C (2018).

POZO GROSS OIL WAT BSW

GAS API @ 60F BFPD BPPD BWPD Lab.

TPTC-002M1 638 625 13 2.0 10 14.2

TPTC-003M1 426 290 136 32.0 10 14.2

TPTC-004M1 211 198 13 6.0 74 14.4

TPTC-005M1 712 711 1 0.1 24 14.2

TPTC-006M1 5 473 1 532 3 941 72.0 22 13.9

TPTC-007M1 601 597 4 0.6 17 14.6

TPTC-008M1 267 252 15 5.6 4 14.8

TPTC-009M1 919 423 496 54.0 11 14.5

TPTC-010M1 1 867 411 1 456 78.0 13 14.5

TPTC-011S1M1 4 161 208 3 953 95.0 12 13.8

TPTC-012M1 1 051 883 168 16.0 17 14.3

TPTC-013M1 1 041 750 291 28.0 14 14.8

TPTC-014M1 947 928 19 2.0 156 14.3

TPTC-015M1 5 505 495 5 010 91.0 18 13.8

TPTC-016M1 2 901 870 2 031 70.0 18 13.6

TPTC-017M1 1 901 1 597 304 16.0 25 14.3

TPTC-018M1 230 225 5 2.0 110 14.1

TPTC-026M1 8 045 965 7 080 88.0 24 14.0

TPTC-028M1 643 508 135 21.0 7 14.3

TPTC-030M1 1 043 939 104 10.0 17 13.8

TPTC-040M1 2 001 1 601 400 20.0 26 14.3

TPTC-042M1 1 604 1 492 112 7.0 26 14.3

TPTC-056M1 930 465 465 50.0 14 14.1

TPTC-058M1 2 342 2 178 164 7.0 31 14.2


3.2.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TIPUTINI-D

Para conocer la producción del Pad D, se analiza las pruebas de producción

de los 9 pozos que conforman este Pad, información referente al 20 de

marzo del 2018, obtenido los siguientes resultados.

32

Tabla 3. Producción de pozos locación Tiputini-D (2018).

POZO GROSS OIL WAT BSW GAS API @ 60F

BFPD BPPD BWPD Lab.

TPTD-048M1 1 208 966 242 20.0 44 14.9

TPTD-049HM1 650 647 3 0.5 232 14.4

TPTD-050M1 281 280 1 0.5 95 14.2

TPTD-052HM1 1 199 1 187 12 1.0 28 14.1

TPTD-053M1 2 610 1 383 1 227 47.0 35 14.0

TPTD-054M1 4 352 1 219 3 133 72.0 28 14.1

TPTD-055HM1 3 145 3 114 31 1.0 48 14.6

TPTD-057M1 484 484 0 0.1 71 14.5

TPTD-061M1 2 763 1 547 1 216 44.0 25 14.2


Mediante la información de la producción de cada pozo, se obtiene una

producción total del campo Tiputini (Tabla 4), referente al mes de marzo del

2018:

Tabla 4. Producción total de los pozos de cada Pad (2018).

POZO GROSS OIL WAT GAS BSW API @

60F

BFPD BPPD BAPD MSCF

PAD A 94 994 18 490 76 504 556 80.53 14.2

PAD C 45 459 19 143 26 316 700 57.88 14.2

PAD D 14 343 10 827 5 865 606 40.89 14.2

TOTAL 166 297.84 43 208.17 123 089.67 1,862 74.02 14.2


3.2.4. PRODUCCIÓN ACTUAL Y PRODUCCIÓN ESTIMADA

Mediante el promedio de producción diaria del campo en 2016 y la

producción actual, se realiza un estimado de producción para el año 2019

(Tabla 5), con la finalidad de realizar el dimensionamiento de los equipos.

Tabla 5. Datos de la proyección del campo Tiputini hasta el año 2019.

AÑO Petróleo (BPPD)

Agua (BAPD)

Gas (MPCSD)

Fluido (BFPD)

Corte de agua (%)

2016 2 000 162 465.5 2 162 7.49

2017 47 857.16 69 366.08 931 117 223.24 59.17

2018 43 208.17 123 089.67 1 862 166 297.84 74

2019 54 000 306 000 7 448 360 000 85


33

3.3. DETERMINACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE

LOS FLUIDOS

3.3.1. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO (PETRÓLEO-AGUA)

3.3.1.1. Propiedades de los fluidos a condiciones de operación de los

equipos en superficie

Para el cálculo de las características del fluido a condiciones de operación

de los equipos de superficie, se utilizó una serie de fórmulas las cuales

parten de datos obtenidos en la base de datos de la ARCH (Tabla 5 y 6),

esta resolución de parámetros se determinó en base a diferentes

temperaturas y condiciones de fluido.

Tabla 6. Temperaturas de operación de los equipos en superficie.

PARÁMETROS VALORES UNIDADES

SEPARADOR TRIFASICO

Temperatura de entrada del fluido 110.0 ºF

Temperatura de salida del fluido 105.0 ºF

Temperatura de operación 107.5 ºF

INTERCAMBIADOR DE CALOR




CALDERO DE VAPOR

Temperatura de entrada de agua 100.0 ºF

Temperatura de salida del vapor 360.0 ºF

SCRUBBER VERTICAL

Temperatura de entrada del gas 100.0 ºF

Temperatura de salida del gas 90.0 ºF


BOMBAS BOOSTER ( salida del intercambiador de calor)



SISTEMA DE TRANSFERENCIA ( envió de fluido de las facilidades tempranas a la central de bombeo)




34

Con las ecuaciones descritas en el anterior capítulo, para la determinación

de las propiedades del fluido y las temperaturas de operación de la tabla 6,

se determina la gravedad API, gravedad específica, densidad del fluido/gas,

viscosidad del fluido/gas, parámetros los cuales intervienen en el cálculo de

las dimensiones de los equipos de superficie. Una vez realizados los

cálculos se obtiene las siguientes tablas de resultados:

Tabla 7. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones normales

60°F y 14.7 psi.


API del crudo 14 ºAPI

Gravedad específica del crudo 0.9712 -

Corte de agua 85 % volumen

En base a los datos referentes a las características de los fluidos (tabla 7)

como son API, gravedad específica y corte agua, se inició los cálculos para

la determinación de las características a condiciones de operación de los

equipos.

Tabla 8. Propiedades del fluido estimado al año 2019 a condiciones de operación del

separador trifásico 107.5°F y 80 psi.


SEPARADOR TRIFASICO

API del crudo 16 ºAPI

Flujo de petróleo 54 000 BPPD

Flujo de agua 306 000 BAPD

Flujo de gas 7.448 MMSCFD

Densidad de la mezcla 61.96 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3

Gravedad especifica de la mezcla 0.9935 -

Densidad del gas 0.246 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3

Viscosidad del gas 1.12 ∗ 10−3 cPoise

Los datos presentes en la tabla 8, los cuales son: el flujo de la fase líquida

(petróleo y agua), flujo de gas y las características de cada uno de ellos,

fueron determinados mediante la utilización de las formulas presentes en el

capítulo anterior, valores los cuales se determinan para la utilización en el

dimensionamiento del separador trifásico.

35


intercambiador de calor 159.9 °F y 80 psi, con una reducción del 50% de agua para

reinyección.


INTERCAMBIADOR DE CALOR





Para el dimensionamiento del intercambiador de calor, es de gran

importancia determinar el flujo de la fase líquida y las características de la

mezcla (petróleo y agua), presentes en la tabla 9, en esta etapa se reduce el

flujo de agua debido a que en el separador trifásico se disminuye un 50% del

total, agua que será enviada para la reinyección en la arena productora con

la finalidad de mantener la presión de fondo.


caldero de vapor 160 °F y 80 psi.


CALDERO DE VAPOR



Poder calórico del gas 977.14 BTU/PCN

Presión de vapor 600 psi

Densidad de la mezcla 984.8 Kg / 𝑚3

Se determina el poder calórico del gas empleando la presión de vapor, con

el objetivo de dimensionar la capacidad necesaria del caldero, para procesar

dicha cantidad de flujo de líquido (207 000 BFPD).


scrubber vertical 94.9 °F y 80 psi.


SCRUBBER VERTICAL

Flujo de los gases condesados C3+ (GPM) 448.17 bls/día

Flujo de gas 7.448 MMSCFD

Densidad de los gases condesados C3+ (GPM) 34.25 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3

Densidad del gas 0.2513 lb / 𝑝𝑖𝑒𝑠3

Viscosidad del gas 1.11 ∗ 10−3 cPoise

Se determina la cantidad de condesando de gas o GPM, debido a que una

vez que la fase gaseosa ingresa al scrubber de gas los compuestos C3+ se

separan en su fase liquida, obteniendo así líquido y gas.

36


sistema de bombeo con bombas Booster a 240 °F y 80 psi, desde el intercambiador

de calor al sistema de transferencia con bombas shipping.


BOMBAS BOOSTER





Presión de entrada del fluido 80 psi

Presión de salida del fluido 100 psi


sistema de transferencia 204 °F y 80 psi.


SISTEMA DE TRANSFERENCIA





Presión de entrada del fluido 100 psi

Presión de salida del fluido 1200 psi

3.3.1.2. Cromatografía de gas

Mediante los datos referentes a la cromatografía del gas de la tabla 14., se

determina el peso molecular, gravedad específica y densidad del gas:

Tabla 14. Cromatografía del gas en el campo Tiputini (Anexo 2).

COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR PESO MOLECULAR

Nitrógeno 28.95 14.007

Metano 39.16 16.043

Dióxido de carbono 12.85 44.01

Etano 4.14 30.07

Propano 4.32 44.097

i-Butano 0.85 58.123

n-Butano 1.79 58.123

i-Pentano 0.54 72.15

n-Pentano 0.47 72.15

Hexano 0.31 86.177

Heptano 0.02 100.204

(Calle, 2018)

37

3.3.1.3. Determinación de la gravedad específica y densidad del gas.

Peso molecular del gas: 18.32 𝑙𝑏/𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙

Gravedad específica del gas: 0.6325

Densidad del gas: 3.9 ∗ 10−3 𝑔𝑟

𝑐𝑚3

3.3.1.4. Determinación del poder calórico del gas.

Se determina el poder calórico de los compuestos no condensables (N2,

CO2, etano y metano), de los cuales solo se considera el etano y metano,

debido a que el dióxido de carbono y el nitrógeno, tienen un poder calórico

igual a cero.

Tabla 15. Poder calórico y fracción molar recalculada en base al metano y etano (Anexo 4).

COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR PODER CALÓRICO (BTU/PCN)

Metano 90.45 909.4

Etano 9.55 1618.7

𝑃𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙ó𝑟𝑖𝑐𝑜𝑔𝑎𝑠 = 977.14 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑁

El poder calórico del gas de 977.14 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑁, es empleado en el cálculo del

caldero de vapor, ya que nos indica el poder de combustión y por lo tanto la

cantidad de vapor de agua que se puede obtener en base a este gas.

3.3.1.5. Determinación del contenido de condesados en el gas natural

o GPM.

Se determina el GPM del gas, tomando en cuenta las fracciones y

densidades molares de los gases condensables C3.

Tabla 16. Densidad molar y fracción molar de los compuestos condensables C3+, para el

cálculo del GPM del gas (Anexo 3).

COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR

DENSIDAD MOLAR DEL LIQUIDO (gal/lbmol)

Propano 4.32 10.433

i-Butano 0.85 12.386

n-Butano 1.79 11.937

i-Pentano 0.54 13.86

n-Pentano 0.47 13.710

Hexano 0.31 15.565

Heptano 0.02 17.463

38

𝐺𝑃𝑀 = 2.53 𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐶3 +

1000 𝑃𝐶𝑁 𝑔𝑎𝑠

De un total de flujo de gas de 7 440 000 pies cúbicos normales de gas, se

obtiene 18 823.2 galones de condensado de C3+ por día.

Densidad de los condesados (GPM).

Tabla 17. Densidad de los compuestos en estado líquido y fracción molar recalculada en

base a los compuestos C3+ (Anexo 3).

COMPUESTO PORCENTAJE MOLAR DENSIDAD DEL LÍQUIDO (lb/gal)

Propano 52.04 4.2268

i-Butano 10.24 4.6927

n-Butano 21.57 4.8691

i-Pentano 6.51 5.2058

n-Pentano 5.66 5.2614

Hexano 3.73 5.5363

Heptano 0.24 5.7364

𝜌𝐺𝑃𝑀 = 4.589𝑙𝑏

𝑔𝑎𝑙

Se determina la densidad del GPM con el objetivo de determinar la potencia

de la bomba para la trasferencia de este condensado desde el scrubber

vertical hacia los tanques de almacenamiento.

3.3.1.6. Obtención de energía eléctrica a partir del gas residual

Se obtiene una producción total de 7 440 000 de pies cúbicos normales de

gas por día, de lo cual se disminuye el gas combustible que será utilizado en

la caldera de gas (2 721 722.95 pies cúbicos normales de gas por día) y el

condensado del gas o GPM (2 522.31 pies cúbicos normales de gas por

día), obteniendo un total de 4 715 754.74 pies cúbicos normales de gas por

día en el año 2019, con este residual de gas y las constantes de

proporcionalidad de unidades (Anexo 6), se determina la cantidad de energía

eléctrica que se pude obtener:

Flujo del residual de gas: 4 715 754.74 𝑃𝐶𝑁

𝑑ì𝑎

Flujo del residual de gas en BTU por hora: 4 715 754 740 𝐵𝑇𝑈

𝑑ì𝑎

Energía eléctrica en base al residual de gas: 1 380 772.99 𝑘𝑤𝑎𝑡𝑡 ℎ𝑜𝑟𝑎

Estimado de ingreso diario por energía eléctrica:

55 230.92 𝑑ó𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠 𝑎𝑚𝑒𝑟𝑖𝑐𝑎𝑛𝑜𝑠

39

3.3.1.7. Determinación del factor de compresibilidad.

Con los valores de presión y temperatura pseudoreducida, nos dirigimos a la

gráfica de factores de compresibilidad de Standing y Katz (Anexo 1),

mediante interpolación determinados el factor de compresibilidad del gas:

Factor de compresibilidad: 0.95

Debido a la presencia de gases agrios (CO2 y N2), en la cromatografía del

gas se debe corregir el factor de compresibilidad:

Factor de compresibilidad corregido: 0.98

3.4. REDISEÑO DE EQUIPOS Y UNIDADES NECESARIAS EN


3.4.1. DISEÑO DE SEPARADOR TRIFÁSICO (FREE WATER

KNOCKOUT)

Para el diseño de los separadores se necesita conocer los parámetros que

interviene en el funcionamiento del equipo, analizando así las propiedades

de los fluidos. Se establece la secuencia de cálculos, para el diseño de un

separador trifásico, mediante los datos de ingreso del fluido (Tabla 8).

Velocidad de asentamiento de la gota de fluido: 3.17 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜

Número de Reynolds: 3 787.95 (Flujo de transición)

Coeficiente de arrastre: 0.40

Se recalcula la velocidad de asentamiento de la gota de fluido, numero de

Reynolds y coeficiente de arrastre hasta obtener convergencia:

Velocidad de asentamiento de la gota de fluido: 2.93 𝑝𝑖𝑒𝑠


Número de Reynolds: 3 501.17

Coeficiente de arrastre: 0.40

Constante de Souders y Brown (K): 4.07 ∗ 10−3

Capacidad del gas: 21.68 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠 − 𝑝𝑖𝑒𝑠

40

Diámetro base del separador trifásico: 8.07 𝑝𝑢𝑙𝑔

Tabla 18. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y longitud entre costuras

del FWKO, para tratamiento de gas.

d (pulg) Leff (pies) Lss (pies) R

8.07 2.68 3.35 4.98

10 2.21 3.04 3.65

12 1.84 2.84 2.84

14 1.58 2.74 2.35

16 1.38 2.71 2.03

La relación de Slenderness, para separadores trifásicos, tiene valores entre

3 y 5, por lo cual se requiere un separador con un diámetro de 10 pulgadas y

una longitud entre costuras de 3.04 pies para el tratamiento de 1.826

MMSCFD.

Capacidad de retención de líquido: 255 600 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑎𝑑𝑎𝑠 − 𝑝𝑖𝑒𝑠

Para determinar la sección de capacidad de líquido se asume diámetros,

hasta obtener una relación de Slenderness igual a la del gas:

Tabla 19. Determinación de los diámetros base, longitud efectiva y longitud entre costuras

del FWKO, para tratamiento de líquido.

d (pulg) Leff (pies) Lss (pies) R

100 25.56 34.08 4.09

110 21.12 28.17 3.07

120 17.75 23.67 2.37

130 15.12 20.17 1.86

140 13.04 17.39 1.49

Según la relación de Slenderness las dimensiones para la sección de

recolección de líquido son de 110 pulgadas de diámetro y 28.17 pies de

longitud de costura a costura.

Una vez determinadas las longitudes de la capacidad del líquido y la

capacidad del gas, se selecciona las longitudes mayores, debido a que esta

longitud garantiza que la fase con una menor longitud se separe con mayor

facilidad, debido a que el separador tiene una mayor longitud.

41

3.4.2. DISEÑO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR (TUBO Y

CARCAZA)

Se busca diseñar un intercambiador de calor de tubo y carcaza, que sea

capaz de realizar el procesamiento de un fluido con las características

presentes en la tabla 9. El procesamiento de fluido hasta el 2019 da un total

de 207 000 BFPD, por lo cual se establece instalar un total de 4

intercambiadores, dando un total de 51 750 BFPD, para cada

intercambiador:

Caudal del fluido: 342.81 𝑚3

ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

Flujo másico de fluido: 337 359.32 𝑘𝑔

ℎ𝑜𝑟𝑎

Calor específico del agua: 0.99 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉

Calor específico del petróleo: 0.473 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉

Calor específico de la mezcla: 1.11 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

𝑘𝑔 𝐾

Calor necesario para calentar la mezcla: 29 133 676.16 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

ℎ𝑜𝑟𝑎

Promedio logarítmico de las temperaturas: 108.84 𝐾

Se asume un valor de coeficiente integral de transferencia 𝑈𝑜 , en base a las

tablas de coeficiente de calor del libro de recuperación térmica de Douglas

Alvarado, obteniendo un valor de 8.3 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

𝑚2 𝑠𝑒𝑔. 𝐾

Área de transferencia del intercambiador de calor: 8.95 𝑚2

Área de transferencia calculada es el área de los tubos, para lo cual

se le incrementa un 20% para la distancia entre tubos y carcaza:

10.74 𝑚2

Volumen del intercambiador de calor necesario para el tratamiento

óptimo de los fluidos en superficie: 52.41 𝑚3

42

3.4.3. DISEÑO DEL CALDERO DE VAPOR

Se busca diseñar un caldero de vapor el cual sea capaz de realizar el

procesamiento del fluido esperado en el año 2019, con un total de 207 000

BFPD:

Caudal del fluido (petróleo y agua): 1 371.22 𝑚3

ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠

Flujo másico del fluido (petróleo y agua): 1 350 377.46 𝑘𝑔

ℎ𝑜𝑟𝑎

Calor específico del agua: 0.99 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉

Calor específico del petróleo: 0.473 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 ℉

Calor específico de la mezcla: 1.11 𝑘𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒

𝑘𝑔 𝐾

Calor necesario para el calentamiento del fluido (petróleo y agua):

2 659 504 367 𝐵𝑇𝑈

𝑑𝑖𝑎

Calor total de vapor para una presión de 600 psi: 1 213.47 𝐵𝑇𝑈

𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟

Caudal total de vapor: 2 191 652.34 𝑙𝑏 𝑣𝑎𝑝𝑜𝑟

𝑑𝑖𝑎

Cantidad de gas empleado para la obtención del vapor necesario en el

óptimo funcionamiento del caldero:

𝑄𝑔𝑎𝑠 = 2 721 722.95 𝑃𝐶𝑁

𝑑𝑖𝑎

Se necesita implementar un caldero de vapor, el cual sea capaz de tratar un

total de 2 191 652.34 libras de vapor por día, con un porcentaje de 20% más

de capacidad, así mismo, una cantidad de 2 721 722.95 pies cúbicos

normales de gas día, para el calentamiento de vapor de agua.

3.4.4. DISEÑO DE SCRUBBER VERTICAL

Se establece la siguiente serie de cálculos, para la determinación de las

dimensiones del scrubber vertical:

Constante “K” para la evaluación: 0.35

43

Flujo de gas a condiciones operacionales: 16.21 𝑝𝑖𝑒𝑠3


El caudal total de operación es de 16.21 𝑝𝑖𝑒𝑠3

𝑠𝑒𝑔, obteniendo un caudal de gas

para cada equipo de 8.12 𝑝𝑖𝑒𝑠3

𝑠𝑒𝑔.

Velocidad crítica del fluido: 4.07 𝑝𝑖𝑒𝑠


Área de sección transversal: 1.99 𝑝𝑖𝑒𝑠2

Diámetro interno del recipiente: 1.59 𝑝𝑖𝑒𝑠

Para determinar el volumen de retención de fluido se utiliza el flujo de GPM

anteriormente determinado y se divide para cada scrubber con un total de

0.015 pies cúbicos por segundo:

Volumen de retención de GPM: 1.35 𝑝𝑖𝑒𝑠3

Altura de líquido en el recipiente: 0.68 𝑝𝑖𝑒𝑠

Diámetro de boquilla de entrada de gas: 1.35 𝑝𝑖𝑒𝑠

Diámetro de boquilla de salida de gas: 0.78 𝑝𝑖𝑒𝑠

Diferencia de altura entre la malla y la boquilla de salida: 0.41 𝑝𝑖𝑒𝑠

Altura total del separador: 8.44 𝑝𝑖𝑒𝑠

Para el tratamiento de la cantidad y tipo de fluido presente en el campo se

necesita dos scrubbers horizontales de 8.44 𝑝𝑖𝑒𝑠 de altura, 1.59 𝑝𝑖𝑒𝑠 de

diámetro interno del equipo y un área de sección transversal de 1.99

𝑝𝑖𝑒𝑠2 cada uno.

3.4.5. BOMBAS BOOSTER

Para el cálculo de las bombas Booster, se realizó los siguientes cálculos:

Carga hidráulica: 57.44 𝑚

Potencia de la bomba: 25.33 𝐻𝑃

44

Se necesita 6 bombas Booster de una potencia de 25.33 HP cada una, las

cuales están constituidas por 4 bombas en funcionamiento y 2 en backup.

3.4.6. SISTEMA DE BOMBEO PARA EL FLUJO DE CONDESADOS DE

GAS O GPM

Para el cálculo de las bombas empleadas en la trasferencia de condensado

de gas o GPM, se realiza los siguientes cálculos:

Altura del condensado de gas o GPM: 4.52 𝑝𝑖𝑒𝑠



Se necesita 2 bombas, las cuales tengan una potencia de 5.18 HP cada una,

con un tiempo de funcionamiento de 10 minutos debido a que el flujo de

GPM es demasiada bajo y al tener un funcionamiento constante se obtendría

cavitación.

3.4.7. SISTEMA DE TRANSFERENCIA (BOMBAS SHIPPING)

Para el cálculo del sistema de transferencia con la utilización de bombas

shipping, se emplea las siguientes ecuaciones:



Se necesita 6 bombas Shipping de una potencia de 353.67 HP cada una, las

cuales están constituidas por 4 bombas en funcionamiento y 2 en backup.

3.5. PLANIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS UTILIZADOS EN


3.5.1. FACILIDADES TEMPRANAS ACTUALES

Las facilidades actuales están conformadas por los siguientes equipos:

45

Tabla 20. Capacidades actuales de los equipos presentes en las facilidades tempranas de

la CPT.

EQUIPO CANTIDAD CAPACIDAD UNIDADES

Separadores trifásicos (FWKO) 3 52.04 𝑚3

Intercambiador de calor 1 50.32 𝑚3

Bombas Booster 6 50 HP

Bombas de transferencia con bombas shipping

4 235 HP

Scrubber vertical 2 0.58 𝑚3

3.5.2. FACILIDADES TEMPRANAS DISEÑADAS

Las facilidades necesarias para realizar el tratamiento de fluido esperado

hasta el 2019 deben estar constituidas por los siguientes equipos:

Tabla 21. Capacidades propuestas de los equipos para el tratamiento del fluido esperado

para el año 2019, en las facilidades tempranas de la CPT.

EQUIPO CANTIDAD CAPACIDAD UNIDADES

Separadores trifásicos (FWKO) 4 52.14 𝑚3

Intercambiador de calor 4 52.41 𝑚3

Bombas Booster 6 25.33 HP

Bombas para el condensado de gas o GPM

2 5.18 HP

Bombas de transferencia con bombas shipping

6 353.67 HP

Scrubber vertical 2 0.48 𝑚3

Mechero 3 3.7 MMSCFD

Con este número de equipos y en las respectivas dimensiones anteriormente

determinadas, se espera un óptimo tratamiento de fluido en superficie para

el año 2 019.

3.6. IMPLEMENTACIÓN DEL PROCESO

Se establece los diagramas de flujo de las facilidades tempranas de

superficie:

46

3.6.1. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES ACTUALES

Figura 4. Diagrama planta actual.

Se establece la ubicación y el número de equipos que se encuentran

actualmente en la central de procesos Tiputini (figura 4), equipos diseñados

para el tratamiento del fluido hasta finales del año 2018.

47

3.6.2. DIAGRAMA DE LAS FACILIDADES PROPUESTAS

Figura 5. Diagrama planta propuesta.

Se establece el diagrama de flujo de las facilidades propuestas para el

tratamiento de fluido estimado al año 2019, el número y las capacidades

está diseñado en base a los cálculos realizados en el presente trabajo de

titulación.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

48

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

El campo Tiputini se encuentra ubicado en el Bloque 43, el mismo que

se encuentra conformado por 52 pozos en producción, los cuales

acumulan un total de 166 297.84 barriles de fluido por día y se espera

un estimado de 360 000 barriles de fluido por día para finales del año

2019, con esta producción se realizó el dimensionamiento de los

equipos en superficie.

Mediante los cálculos desarrollados en el presente proyecto se

concluye que existe la necesidad de implementar nuevos equipos

debido a que los que actualmente se encuentran en funcionamiento

no satisfacen la demanda de fluido proyectado, concluyendo con un

aumento del 100% de la presente capacidad.

Para el redimensionamiento de los equipos se determinó las

características físico-químicas del fluido (petróleo y agua) que

procesara cada uno de ellos, en base a las presiones y temperaturas

de operación, debido a que el fluido se ve afectado sus características

en base a estos parámetros.

Se evidencia el aumento de producción de gas el mismo que puede

ser implementado para la producción de vapor de agua, en los

calderos de vapor o como combustible para la generación eléctrica,

energía que puede ser utilizada para el funcionamiento de los equipos

de superficie.

4.2. RECOMENDACIONES

Se recomienda determinar las características del fluido en base a las

temperaturas y presiones de los equipos en superficie, con esto se

logra una mayor exactitud en el dimensionamiento de los mismos.

Se recomienda implementar los equipos propuestos, debido a que

con los actuales no se obtendrá un óptimo tratamiento de fluido y no

se cumplirá con las capacidades necesarias para el 2019.

Se debe implementar una tubería de acero inoxidable, la misma que

trasportara el agua para reinyección desde la descarga de los

separadores, hasta la reinyección en el PAD-C, el cual cuenta con las

49

facilidades para reinyectar a las arenas U y T, debido a que los

yacimientos del campo son de empuje hidráulico, el corte de agua es

muy alto y la planta no puede procesar y bombear hacia las

facilidades de los bloques 31 y 12.

Se recomienda realizar un estudio con la finalidad de establecer un

método de utilización del residual de gas como fuente energética en la

producción de electricidad.

5. BIBLIOGRAFÍA

50

5. BIBLIOGRAFÍA

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https://www.google.com.ec/maps/place/Bloque+43+-+Campo+ITT+-

+Tiputini/@-0.778321,-

76.1548731,198702m/data=!3m1!1e3!4m12!1m6!3m5!1s0x91d90da9

b5c55273:0xa73cd2e74d2998aa!2sBloque+43+-+Campo+ITT+-

+Tiputini!8m2!3d-0.8388741!4d-

75.565832!3m4!1s0x91d90da9b5c552

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Tabarrozzi, E. (1999). Sistema de tratamiento free water knockout - FWKO.

Argentina: Institucional.

6. ANEXOS

52

6. ANEXOS

ANEXO 1.

Gráfica de Standing Katzz

(Craft y Hawkins, 1968)

53

ANEXO 2.

Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas

presiones y temperaturas críticas

Compuesto Fórmula Peso Molecular Constantes críticas

Presión, psi Temperatura, °F

Metano CH4 16.043 667.0 -116.66

Etano C2H6 30.070 707.8 90.07

Propano C3H8 44.097 615.0 205.92

Isobutano C4H10 58.123 527.9 274.41

n-Butano C4H10 58.123 548.8 305.51

Isopentano C5H12 72.150 490.4 368.96

n-Pentano C5H12 72.150 488.1 385.7

n-Hexano C6H14 86.177 439.5 451.8

n-Heptano C7H16 100.204 397.4 510.9

(Craft y Hawkins, 1968)

ANEXO 3.

Constantes físicas de los compuestos con sus respectivas

densidades de líquido en libras/galón y galón/ libra mol

Compuesto Fórmula Densidad del líquido

Lb / galón Galón / lbmol

Metano CH4 2.5 6.4172

Etano C2H6 2.9696 10.126

Propano C3H8 4.2268 10.433

Isobutano C4H10 4.6927 12.386

n-Butano C4H10 4.8691 11.937

Isopentano C5H12 5.2058 13.860

n-Pentano C5H12 5.2614 13.713

n-Hexano C6H14 5.5363 15.566

n-Heptano C7H16 5.7364 17.468

(Kidnay, Parrish, y McCartney, 2011)

54

ANEXO 4.

Constantes físicas de los compuestos con su respectivo

poder calórico

Compuesto Fórmula Poder calórico

BTU/pie3 @ 14.7 psi

Metano CH4 909.4

Etano C2H6 1 618.7

Propano C3H8 2 314.9

Isobutano C4H10 3 000.4

n-Butano C4H10 3 010.8

Isopentano C5H12 3 699.0

n-Pentano C5H12 3 706.9

n-Hexano C6H14 4 403.8

n-Heptano C7H16 5 100.0

(Kidnay, Parrish, y McCartney, 2011)

ANEXO 5.

Localización de los parámetros establecidos para el cálculo

de la altura del scrubber vertical

55

ANEXO 6.

Constantes de proporcionalidad para el cambio de unidades

de medida

Unidad Multiplicado por Se obtiene

1 BTU 0.001 Pies cúbicos normales de gas

1 BTU 2.928 *10-4 Kilowatt hora

1 Kwatthora 0.04 Centavos de dólar (Ecuador)

(Banzer, 1996)

universidad tecnolÓgica...

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