1.-TESIS Rev.9

U N I V E R S I D A D D E A Q U I N O B O L I V I A

FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLÓGIA

Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

P R O Y E C T O D E G R A D O

DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CO2 EN LA PLANTA DE

GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCIÓN EN EL

CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

MODALIDAD: Proyecto de Grado

POSTULANTE: Wilfredo Ramos Ochoa

TUTOR : Ing. Carlos Rojas

Santa Cruz – Bolivia

2012

TITULO: Diseño de un Sistema de Recuperación de CO2 en la Planta de gas Santa Rosa y su re-inyección en el Campo Humberto Suarez Roca

AUTOR: Wilfredo Ramos Ochoa

ii

AGRADECIMIENTOS

Gracias a Dios por todo.

A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un

Buen camino y aunque es una forma mínima de agradecer

Por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero que sepan

Que todos mis logros son sus logros. Gracias a mi madre CELIA ADELA OCHOA

por el apoyo incondicional que me brindo durante todos

Mis estudios y aun en los momentos difíciles que supo cómo motivarme

Para seguir adelante.

A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr Este objetivo, gracias a todos

mis compañeros de trabajo por el apoyo en el tema y amigos.

A una persona que fue muy especial para mí ella

Me escucho, me aconsejo y también me apoyo moralmente

Muchas veces. La confianza que ella me trasmitió me

Ayudo muchísimo. Ella estuvo conmigo desde que inicie

Este trabajo. Gracias Gabriela Mejía V. (Q.E.P.D.)

A la Universidad UDABOL y en

Especial a la Facultad de Ingeniería por la oportunidad

De estudiar la Carrera de Ingeniería en Petróleo y Gas.

A todos y cada uno de los profesores que me Impartieron su cátedra, en gran

parte es por ellos que Adquirí los conocimientos.

A mi tutor de Proyecto, Ing. Carlos Rojas, quien mostró

Mucho interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del

Presente trabajo y en especial por los consejos.

A los ingenieros que tomaron parte del jurado, para

Realizar mi examen profesional, por su tiempo en la revisión de este trabajo.



iii

INDICE

Contenido Página

Agradecimientos ..................................................................................................................... ii

Índice de Figuras .................................................................................................................. vii

Índice de Tablas ..................................................................................................................... ix

Nomenclaturas ....................................................................................................................... xi

Resumen ejecutivo ............................................................................................................. xvii

1.1 Antecedentes ......................................................................................................... 19

1.2 Delimitación ............................................................................................................ 20

1.2.1 Límite Geográfico ........................................................................................... 20

1.2.2 Límite temporal ............................................................................................... 20

1.2.3 Límite Sustantivo ............................................................................................ 21

1.3 Identificación del problema .................................................................................... 21

1.4 Formulación del Problema ..................................................................................... 22

1.5 Sistematización del Problema ............................................................................... 22

1.6 Objetivos ................................................................................................................ 23

1.6.1 Objetivo General .................................................................................................................. 23

1.6.2 Objetivos Específicos .......................................................................................................... 23

1.7 Justificación ............................................................................................................ 24

1.7.1 Justificación Económica ...................................................................................................... 24

1.7.2 Justificación Social .............................................................................................................. 24

1.7.3 Justificación Ambiental ........................................................................................................ 24

1.7.4 Justificación Personal .......................................................................................................... 25

1.8 Metodología ............................................................................................................ 25

1.8.1 Tipo de Estudio .................................................................................................................... 25

1.8.2 Método de Investigación ..................................................................................................... 25

1.8.3 Fuentes de Información ...................................................................................................... 26

1.8.4 Técnica para la recolección y tratamiento de Información ............................................ 26

2.1 MARCO CONCEPTUAL ........................................................................................ 28



iv

2.2 Gas natural ............................................................................................................. 28

2.2.1 Principales componentes del gas natural ........................................................................ 29

2.2.2 Procesamiento del gas natural .......................................................................................... 29

2.3 Tecnología de captura de CO2 .............................................................................. 32

2.3.1 Captura en pre-combustión ................................................................................................ 33

2.3.2 Captura en pos-combustión ............................................................................................... 33

2.3.3 Captura en oxi-combustión................................................................................................. 42

2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías ................................................................................. 43

2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto ................................................... 45

2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas ................................................................................... 45

2.5 Condiciones de operación del flujo de gas ............................................................ 47

2.5.1 Temperatura ......................................................................................................................... 48

2.5.2 Presión .................................................................................................................................. 48

2.6 Descripción del proceso ......................................................................................... 48

2.6.1 Filtro coalescence ................................................................................................................ 48

2.6.2 Torre contactora de amina ................................................................................................ 49

2.6.3 Sistema de regeneración de amina .................................................................................. 49

2.6.3.1 Tanque de expansión de amina ........................................................................................ 50

2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica ....................................................................................... 50

2.6.3.3 Torre regeneradora de amina ............................................................................................ 50

2.7 Inyección de dióxido de carbono ........................................................................... 52

2.8 Compresor .............................................................................................................. 53

2.8.1 La capacidad de un compresor ......................................................................................... 54

2.8.2 Compresores centrífugos ................................................................................................... 54

2.8.3 Compresores reciprocantes ............................................................................................... 56

2.8.4 Compresores rotatorios ...................................................................................................... 56

2.9 Aero-enfriador ........................................................................................................ 57

2.10 Medidores de flujo .................................................................................................. 57

2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición ................................................................ 58

2.10.2 Placa de orificio .................................................................................................................... 58

2.10.3 Selección de los medidores ............................................................................................... 58

2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2 ........................................................... 59

2.11.1 Bases de usuario ................................................................................................................. 59



v

2.11.2 Presión interna ..................................................................................................................... 60

2.11.3 Clasificación por clase de localización ............................................................................. 60

2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2 .............................. 60

2.11.5 Temperatura de diseño ....................................................................................................... 62

2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas ................................................... 63

2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL ...................................................................... 64

2.12.1 Normas internacionales ...................................................................................................... 64

2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO .............................................................................. 66

2.13.1 Legislación Boliviana ........................................................................................................... 66

3. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 69

3.1 Áreas con potencial hidrocarburos ........................................................................ 69

3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR .................................... 69

3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR) .................................................. 71

3.1.3 Selección del pozo inyector y productores ...................................................................... 73

3.1.4 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres) ................................................ 75

3.2 Determinación de los parámetros de operación .................................................... 76

3.2.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10 .................................................. 76

3.2.2 Calculo de la presión de formación ................................................................................... 77

3.2.3 Presión hidrostática CO2 ..................................................................................................... 77

3.2.4 Presión de inyección de CO2 ............................................................................................. 78

3.2.5 Presión requerida en cabeza del pozo ............................................................................. 79

3.2.6 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP) ........................................ 79

3.2.7 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2 ................................................................... 79

3.2.8 Transporte Continuo de CO2 .............................................................................................. 80

3.3 Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo 91

3.3.1 Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera .................................................... 91

3.3.2 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor. ....................... 93

3.3.3 Diseño de compresor con un etapa .................................................................................. 94

3.3.4 Diseño de compresor con tres etapas .............................................................................. 94

3.4 Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor ................ 98

3.4.1 Parámetros operativos del aeroenfriador ......................................................................... 98

3.4.2 Parámetros de diseño del aeroenfriador .......................................................................... 98

3.4.3 Cálculo de la potencia requerida para la compresión. ................................................. 107

4.1 ANÁLISIS DE COSTO ......................................................................................... 118



vi

4.1.1 Los criterios subjetivos ...................................................................................................... 118

4.1.2 Los criterios Objetivos ....................................................................................................... 118

4.1.3 Parámetros de evaluación de proyectos ........................................................................ 119

4.2 Evaluación económica del proyecto .................................................................... 120

4.3 Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar .................................... 121

4.4 Pago de Impuesto y Regalías Departamentales ................................................. 125

4.5 Gastos de operación y mantenimiento ................................................................ 126

4.6 Inversión ............................................................................................................... 126

4.7 Utilidad general .................................................................................................... 129

4.8 Flujo de caja ......................................................................................................... 129

5.1 Conclusiones ........................................................................................................ 131

5.2 Recomendaciones ............................................................................................... 133

Anexos 1 “Trabajos operativos realizarse” ......................................................................... 134

Anexos 2 “Diseño de pozo inyector y transporte de CO2 ” ................................................ 140

Anexos 3 “Compresor Reciprocante” ................................................................................. 151

Anexos 4 “Aeroenfriador GPSA” ........................................................................................ 156



vii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Detalle de proceso de absorción química ............................................................ 35

Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación ....... 36

Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física ................................. 37

Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas ................................... 38

Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica ....................................................... 41

Figura 6: Gráfica de Requerimientos de P y T para Destilación Criogénica ....................... 41

Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión ........................................ 42

Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas ....................................................................... 45

Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2 ......................... 53

Figura 10: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 ................ 68

Figura 11: Diagrama de presión y Temperatura-Dióxido de Carbono ................................ 81

Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2 ................................................... 98

Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10 .............. 116

Figura 14: Introducción de datos al software Prophet ....................................................... 121




Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca ........................................................................ 141

Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara ............................................... 142

Figura 20: Cabezal de Pozo HSR-10 (Pozo Inyector) ...................................................... 144

Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10 ........................................... 145



viii

Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of CO2 MMP Correlation (Yellin and

Metcalfe) ............................................................................................................................ 146

Figura 23: Compressibility factors for CO2 ........................................................................ 147

Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8) .................................. 148

Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura ......................................................... 149

Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas. .......................................... 154

Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure.(Courtesy of

GPSA) .............................................................................................................................. 155

Figura 28: Corrección del factor de LMTD ......................................................................... 158

Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes ........................................................................ 158

Figura 30: Characteristics of tubing .................................................................................... 159

Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere ........................................ 160

Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes ..................................................... 161

Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes .................................................... 162

Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes ......................................... 163

Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids .............................................. 164

Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht ................................ 165

Figura 38: Air film coefficient .............................................................................................. 166

Figura 39: Air-density ratio chart ........................................................................................ 166

Figura 40: Air static-pressure drop ..................................................................................... 167



ix

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Componentes del gas natural ................................................................................ 29

Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso ......................................................................... 34

Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización ...................................... 43

Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2 ............................... 44

Tabla 5: Tipos de Aminas .................................................................................................... 47

Tabla 6: Campos aptos para la recuperación de EOR ........................................................ 70

Tabla 7: Propiedades Petrofísicas ....................................................................................... 71

Tabla 8: Reservas de petróleo Sara (sin Casquete de Gas) .............................................. 72

Tabla 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector ............... 73

Tabla 10: Reserva bloque 146 ............................................................................................. 75

Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono ......................................................... 81

Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas ... 86

Tabla 13: Estándares de materiales ..................................................................................... 88

Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería ............... 89

Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA ....................................... 91

Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico .......................................................... 92

Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica ................................. 93

Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas .......................................... 98

Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con aeroenfriador .... 115

Tabla 20: Producción de petróleo en 9 años ..................................................................... 124

Tabla 21: Precio del barril de petróleo ............................................................................... 125

Tabla 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl) ...................................................... 125

Tabla 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl) ...................................................................... 126



x

Tabla 24: Gastos de mantenimiento y operación (27.11 $/bbl) ........................................ 126

Tabla 25: Costo de compresor y aeroenfriador ................................................................. 127

Tabla 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador ............................ 127

Tabla 27: Costo de la línea y montaje ................................................................................ 128

Tabla 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” .................................................. 128

Tabla 29: Utilidad general (27.11 $/bbl) ............................................................................ 129

Tabla 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl) ......................................................... 129

Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8) ................................................................ 150

Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8) .................................................................. 150

Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31, 8) .............. 150

Tabla 34: Propiedades físicas de componentes ................................................................ 152

Tabla 35: Capacidad molar de componentes .................................................................... 153

Tabla 36: Relación del valor específico ............................................................................. 154

Tabla 37: Coeficiente de transferencia global .................................................................... 157



xi

NOMENCLATURAS

SÍMBOLO PARÁMETRO

GEI = Gases de efecto invernadero

CO2 = Dióxido de carbono

MMSCFD = Millones de pies cúbicos normales

AH = Sulfuro de hidrogeno

EOR = Recuperación de mejorada de petróleo

H2S = Sulfuro de Hidrogeno

GPSA = Gas Processors Suppliers Association

PCN = Pies cúbicos normales

GPM = Galones por minuto

N2 = Nitrógeno

CaO = Oxido de calcio

CaCO3 = Acido carbónico

ºC = Grados centígrados

ºF = Grados Fahrenheit (ºF)

H2 = Hidrógeno

SO2 = Anhídrido sulfuroso

Kpa = Kilopascales

NOMENCLATURA POZO DE INYECTOR Y DISEÑO DEL DUCTO

API = Instituto Americano del Petróleo

Msnm = Metros sobre el nivel del mar

Km = Kilómetro

SW = Saturación del agua

Bo = Factor de volumen



xii

Mbbp = Metros bajo boca de pozo

OOIS = Petróleo original insitu

Qco2 = Caudal de dióxido de carbono

TD = Temperatura en profundidad (ºF)

TM = Temperatura ambiente (ºF)

D = Profundidad (Pies)

ά = Gradiente geométrico

Pyac = presión de yacimiento (Psi)

MCO2 = Peso molecular del CO2

CO2 = Densidad del dióxido de carbono

PH = Presión hidrostática (Psi)

Piny = Presión de inyección (Psi)

Pres = Presión de reservorio (Psi)

Pcab = Presión en cabeza del pozo (Psi)

MMP = Mínima miscibilidad de presión (Psi)

MPa = Megapascales

Z = Factor de compresibilidad

Q = caudal de gas (PCD)

E = Eficiencia de la tubería (ADM)

Tb = Temperatura base (ºR)

Pb = Presión base (Psia)

P1 = Presión de salida (Psia)

P2 = Presión de llega (Psia)

G = Gravedad especifica del gas

Tf = Temperatura promedio de flujo (ºR)

Le = Longitud equivalente de la tubería (millas)



xiii

HP = Brake Horsepower

t = Espesor nominal (Pulgada)

P = Presión de diseño (Psi)

SYMS = Esfuerzo mínimo de cedencia del material (Psia)

d = Diámetro exterior de la tubería (Pulgadas)

F = Factor de ajuste que depende de la clase de localización

E = Factor de junta longitudinal (Adm)

PMO = Presión máxima de operación (Psi)

NOMENCLATURA DE DISEÑO DEL COMPRESOR

SG = Gravedad especifica del CO2 (Adm)

K = Relación de los valores específicos (Adm)

Pc = Presión critica (Psi)

Tc = Temperatura critica (ºF)

Vmax = Volumen de máximo en (MMSCFD)

R = Relación de compresión (Adm)

Pd = Presión de descarga (Psia)

PS = Presión de succión (Psia)

Ts = Temperatura de succión (ºF)

Td = Temperatura de descarga (ºF)

Pd1 = Presión de descarga primera etapa (Psia)

R1 = Relación de compresión primera etapa (Adm)

P = Caída de presión (Psia)

PS2 = Presión de succión segunda etapa (Psia)

R2 = Relación de compresión segunda etapa (Adm)

PS2 = Presión de succión segunda etapa (Psia)

Pd2 = Presión de descarga segunda etapa (Psia)



xiv

Td1 = Temperatura de descarga primera etapa

Td2 = Temperatura de descarga segunda etapa

ZS1 = Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión

Zd1 = Factor de compresibilidad a presión y temperatura de

descarga

Zo = Factor de compresibilidad a presión y temp. De 14,7 Psig

60ºF

PRs = presión reducida de succión

TRs = Temperatura reducida de succión

1RdP = Temperatura reducida de descarga primera etapa

1RdT = Temperatura reducida de descarga primera etapa

RoP = Presión reducida a 14,7 y 60 ºF

Z´ = Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts

Ts2 = Temperatura de succión segunda etapa

Z´´ = Factor de compresibilidad a 14,4 y Ts2

Ux = Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor

ta = Aproximación del incremento de temperatura del aire

1t = Temperatura ambiente del lugar (ºF)

1T = Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador (ºF)

2T = Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador (ºF)

LMTD = Diferencia de temperatura media logarítmica

CMTD = Corrección de diferencia de temperatura media

4f = Factor de corrección

gasW = Flujo másico del gas (Lb/hr)

1Q = Caudal del CO2 (MMPCD)

1V = Volumen específico (m3/s)

1Zd = Factor de compresibilidad de entrada



xv

M = Peso molecular

1P = Presión de entrada (Kpa)

Ax = Superficie requerida (ft2 )

Fa = Cálculo de la cara del área (ft2 )

APSF = Área externa para la cantidad de Haz de tubos (ft2/ft)

Width = Unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida (Ft)

L = Longitud de tubo (ft)

Nt = Número de tubos necesario

Nr = Número de Reynolds

Gt = Velocidad másica en los tubos (sec

2

ftft

)

Di = Diámetro interno

= Viscosidad del gas

APf = Pérdida de carga en los tubos

f = Coeficiente de fricción de moody

Np = Número de pasos de tubos (adm)

= Factor de corrección de viscosidad

B = Factor de corrección

ht = Coeficiente de traspaso superficial de calor ( Fº /2

fthrBTU )

Wa = Cantidad de aire ( hrLb /

Ga = Velocidad de aire ( h.Lb/ ft2 )

ha = Coeficiente de traspaso de calor del aire ( ft2

F.ºBTU/hr )

anfan area/f = Área del ventilador ( /fanft2

)

diametrofan = Diámetro requerido del ventilador ( ft )



xvi

avgTa, = Temperatura promedio del aire ( Fº )

Pa = Estático de caída de presión del aire

Fp = Factor de caída de presión del aire

N = Número de filas de tubos

RD = Relación de la densidad real del aire

ACFM = Volumen real del aire ( mft /3

)

Pf = Presión total del ventilador ( of waterinches )

areasurfaceExtended = Superficie extendida ( ft2)



xvii

RESUMEN EJECUTIVO

El Dióxido de Carbono (CO2) es un gas inerte, presente en los yacimientos de

hidrocarburos, a veces de manera considerable, por lo cual, se debe hacer un

tratamiento de recuperación del mismo en las plantas de tratamiento de gas, a

causa de sus propiedades de contaminación atmosférica, corrosión, perjuicio a la

salud o también, está presente en cantidades no significativas, por lo que no es

necesario separarlo de la corriente de gas.

La corriente de gas del campo Santa Rosa contiene CO2 en más del 10% y es

separado en la unidad de recuperación en una planta de proceso. Una vez

separado de la corriente el gas es venteado a la atmósfera a un caudal de

4,2 millones de pies cúbicos por día aproximadamente, al no existir un sistema de

utilización de CO2.

Se propone el diseño de un sistema de recuperación de CO2, para eliminar la

contaminación ambiental provocada y su aprovechamiento como método de

Recuperación mejorada.

Se realizó el análisis de ingeniería básica para determinar los equipos necesarios

para el sistema de recuperación de CO2 y su transporte hasta el pozo inyector,

además de un análisis de costos para determinar la rentabilidad del proyecto.

Al poner en operación el sistema, la compañía u operadora podría convertirse en

la primera de la industria de hidrocarburos del país en implantar un sistema de re-

inyección de CO2, cumpliendo el principal objetivo de minimizar la emisión de este

contaminante atmosférico.

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN



19

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes

En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan

este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad

debido a las muchas ventajas que el gas natural ofrece. El gas natural como es

extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el

nitrógeno, gas inerte que reduce el poder calorífico del gas y por lo tanto el costo

de transporte1, así como también el CO2 que es un contaminante de alto grado de

corrosión en las facilidades de producción y transporte.

Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gas

ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una

mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo.

El Dióxido de Carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (SH2), forman ácidos o

soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Ello provoca

inconvenientes tanto durante el transporte del mismo, como en su fraccionamiento

o en la utilización final del gas.2

Los componentes indeseables de naturaleza ácida son expulsados al medio

ambiente, lo cual ocasiona la contaminación del mismo. El CO2 generado en una

planta, puede ser re-inyectado en el mismo campo con el objetivo de aumentar la

producción o comercializarlo.

Gas Natural: Consiste principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y butano y/o aceite asociado con el gas.



20

1.2 Delimitación

1.2.1 Límite Geográfico

El proyecto de Recuperación de CO2 de la planta y su Re-inyección en el pozo

inyector se realizará en:

- País: Bolivia

- Departamento: Santa Cruz de la Sierra

- Provincia: Gutiérrez (antes Sara)

- Localidad: Santa Rosa del Sara

- Campo: Humberto Suarez Roca (HSR)

- Bloque: Norte

- Formación de interés: El Carmen

- Pozo: HSR-10

- Titular: Chaco

- Planta de gas: Santa Rosa del Sara

El centro del Campo Humberto Suárez Roca se halla ubicado aproximadamente

en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuyas UTM son las

siguientes:

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:

1.2.2 Límite temporal

El tiempo estimado para la realización del proyecto de grado abarcará desde

febrero del 2011 hasta agosto de 2011 aproximadamente.

X= 416657,90 Y= 8124218,00 Zt= 260 msnm

16º 53’ 06’’,5 de Latitud sur

63º 46’ 46’’,7 de Longitud oeste



21

1.2.3 Límite Sustantivo

El trabajo del proyecto de grado estará sustentado en los conocimientos

adquiridos en la Universidad de Aquino Bolivia ¨UDABOL¨ y en la experiencia

adquirida en una empresa de Servicios Petroleros, sobre diseño, construcción y

montaje de gasoducto, equipos y otros.

1.3 Identificación del problema

En las plantas de remoción de dióxido de carbono del gas natural, el CO2 es

enviado a la atmosfera en forma de emisión, en cantidades que varían en pocos

miles de pies cúbicos, a millones de pies cúbicos de este gas.

El flujo de hidrocarburos que ingresa a la planta de tratamiento de gas es de

aproximadamente de 40.211 MMSCFD, el mismo contiene aproximadamente un

10,5 % de dióxido de carbono. Este porcentaje de CO2, debe ser removido del flujo

principal de gas con la finalidad de acondicionarlo para la venta a los mercados

tanto de exportación como internos y entrar dentro de los límites permisibles en

base a los contratos de transporte de gas.

La concentración máxima de dióxido de carbono en el gas natural permitido por

los contratos de compra-venta es del 2.0%.

Una vez que el CO2 es separado en la unidad de remoción, es venteado a la

atmosfera con un caudal del orden de 4,2 millones de pies cúbicos por día,

formando parte de la familia de los gases de efecto invernadero (GEI) que

provocan la contaminación ambiental.



22

1.4 Formulación del Problema

¿Será viable la captura de las emisiones de CO2, en la planta de gas santa rosa y

su Re-inyección al pozo inyector (HSR-10), para el aumento de la producción del

Campo Humberto Suarez Roca?

1.5 Sistematización del Problema

Fuente: elaborado a documentos investigados

Las principales causas del problema de la producción del campo HSR y el efecto

invernadero de gases son:

E-1 E-2 E-3 F-1 F-3 F-2

Efecto Invernadero en

la atmosfera

Incremento de costo por Intervención

Pérdida de Presión y alta

Viscosidad

Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl.

Aumenta la temperatura y presión

del reservorio

Reduce el costo de

intervención comparado a

otros

PROBLEMA SOLUCION

Baja Productividad del Campo HSR y Gases de Efectos

Invernadero de la Planta Gas

Aplicar la Técnica de Captura e Inyección de CO2 al Campo

HSR

C-1 C-2 C-3 A-1 A-3 A-2

Venteo de CO2 a la atmósfera

en grandes porcentaje de

volumen

Perdida de producción debido a la

alta viscosidad

Declinación de la Presión

de la Formación

Inyectar

CO2 al Pozo HSR-10

Inyectar CO2 al Pozo

HSR-10

Seleccionar equipos para la captura e inyección de CO2 al pozo



23

Declinación de la presión de la formación, perdida de producción debido a la alta

viscosidad y el venteo de CO2 a la atmosfera en grandes porcentaje de volumen.

A su vez estas causas conllevan a efectos dañinos para el pozo y al medio

ambiente como ser: Perdida de presión y alta viscosidad, incremento de costo por

intervención y efecto invernadero en la atmosfera.

Las acciones que se deben tomar son:

Inyectar CO2 al pozo HSR-10 y Seleccionar equipos para la captura e inyección de

CO2 al pozo. Estas acciones no llevan a la solución de la aplicación de la técnica

de Captura de CO2 e inyección de CO2 al pozo denominado. Los resultados

finales de esta solución son:

Disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del oíl, aumenta la temperatura y

presión del reservorio y reduce el costo de intervención comparado a otros

métodos.

1.6 Objetivos

1.6.1 Objetivo General

Proponer un sistema de recuperación de CO2 en la planta de gas Santa Rosa; así

como también el diseño de transporte a través del ducto al campo Humberto

Suárez Roca, por la proximidad que se tiene entre ambos campos y sobre todo las

facilidades con las que se cuenta, para aprovechar este gas en un sistema de

EOR. (Recuperación Mejorada de Petróleo).

1.6.2 Objetivos Específicos

Determinar el arreglo del pozo inyector y productor para el sistema de EOR

en el campo Humberto Suarez Roca, de manera que se obtenga la mayor

eficiencia del sistema.



24

Determinar todos los parámetros operativos del sistema de inyección de

CO2, para lograr optimizar la operación.

Diseñar el sistema de captura de CO2, a la salida del acumulador de reflujo

del gas de CO2, que se ventea a la atmosfera en la Planta Santa Rosa.

Diseñar el sistema de transporte y los parámetros que intervienen en el

transporte de CO2.

Realizar la evaluación económica, para determinar la rentabilidad del

proyecto.

1.7 Justificación

1.7.1 Justificación Económica

Con la construcción, montaje y puesta en marcha de este proyecto será favorable

económicamente por que ocasiona un incremento en la producción de

hidrocarburos, lo que a su vez trae mayor rentabilidad a menor tiempo.

1.7.2 Justificación Social

Incrementando la producción del campo Humberto Suárez Roca, el estado podrá

percibir mayores ingresos económicos en cuestión de IDH y también para el titular

del campo ya que se incrementaría sus ingresos considerablemente y en efecto se

estaría disminuyendo las emisiones de CO2, a la atmosfera mejorando

porcentualmente la calidad de vida.

1.7.3 Justificación Ambiental

Durante el Diseño, Construcción, Montaje y Puesta en marcha del proyecto se

evitará minimizar el Impacto Ambiental durante la ejecución del proyecto según

normas vigentes.



25

Realizada la culminación del proyecto y puesta en marcha, una vez que esté en

operación reducirá casi en su totalidad las emisiones de gases de la planta de gas

Santa Rosa. Y en la misma mejorará crecientemente la calidad de vida.

1.7.4 Justificación Personal

Con el Proyecto de Grado a realizar, en la interconexión desde la Planta de Gas

Santa Rosa hasta el Campo Humberto Suárez Roca, cumpliré con el requisito

para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingenieria en Gas y

Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.

1.8 Metodología

1.8.1 Tipo de Estudio

El proyecto de grado a realizar será de tipo No Experimental, porque es un

proyecto que ya se investigó en el pasado.

El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo se recolectaran los

datos del Pozo y de la planta de Gas en un momento único. Y esta a su vez será

de tipo Transversal Descriptivo, porque se verificarán las características

petrofísicas del pozo y los parámetros de operación de la planta de gas Santa

Rosa.

1.8.2 Método de Investigación

Para la realización de este proyecto de grado se utilizarán métodos de

investigación lógicos, deductivos y análisis de los posibles problemas que puedan

emerger.

Además se realizará un estudio de la documentación del campo Humberto Suárez

Roca y de la Planta de Gas Santa Rosa a través de revisión de archivos, informes

y todo tipo de estudios que se haya realizado tanto en la planta y el campo HSR.



26

1.8.3 Fuentes de Información

Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, manuales

relacionados con el tema de estudio, institución petrolera, proyectos de grados

pasados relacionados con el tema de investigación, fuentes informáticos,

procedimientos operativos, anexos, sistema de gestión integral de empresas

relacionadas con el tema de estudio, etc.

1.8.4 Técnica para la recolección y tratamiento de Información

La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de

documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre

el tema de estudio para mejorar la investigación.

Por medio de consultas a libros, paper y otras fuentes se diseñarán una base de

datos, referentes al tema de investigación requerida.

El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información de

pozo y de la planta a estudiar con el fin de ser objetivos con la información que se

obtendrá.

a) Llevar a cabo entrevistas con especialistas y operadores de planta.

b) Recolectar información a nivel mundial sobre sistemas de disposición de

CO2.

c) Entrevista con ingenieros y técnicos de campo en planta de gas

d) Definir una alternativa tecnológica de disposición de CO2.

e) Determinar y dimensionar los equipos necesarios para el diseño del

sistema.

f) Realizar un análisis de los costos de inversión y operación de la tecnología

Propuesta.

CAPÍTULO II

MARCO TEÒRICO



28

CAPÍTULO 2

MARCO TEÓRICO

2.1 MARCO CONCEPTUAL

En esta sección se describirán todas características que se desarrollarán

posteriormente en el capítulo de ingeniería propuesta, y se explicará los diferentes

conceptos de determinados equipos y sus parámetros del mismo a medida que se

avance con el tema.

2.2 Gas natural

El gas natural está formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica

de hidrocarburos principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y

butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos

más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades

variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de

hidrogeno (ácido sulfidrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.

En general el gas natural puede clasificarse como:

1. Gas dulce: es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno

(H2S), menores a 4 ppm, v. La GPSA define un gas apto para ser

transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4ppm, v. de

H2S; menos del 2,0% de CO2 y a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos

en condiciones normales (PCN).

2. Gas agrio o ácido: es aquel que contiene cantidades apréciales de sulfuro

de hidrogeno, dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos, razón

por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.



29

3. Gas rico (húmedo): es aquel del cual se puede obtener cantidades

apreciables de hidrocarburos líquidos, propano de aproximadamente,

3,0 GPM (galones por 1.000 pies de cúbicos en condiciones normales).

No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda

contener el gas.

4. Gas pobre (seco): es un gas que prácticamente está formado por metano

(C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se

habla de gas húmedo, en ingles ¨wet gas¨, al que contiene vapor de agua y

¨gas seco¨ (dry gas), al que no contiene vapor de agua.

2.2.1 Principales componentes del gas natural

Tabla 1: Componentes del gas natural

NOMENCLATURA NOMBRE ESTADO NATURAL

DEL GAS C1 H4 Metano Gas C2 H6 Etano Gas C3 H8 Propano Gas licuable C4 H10 Butano Gas licuable C5 H12 Pentano Liquido gasificable C6 H14 Hexano Liquido gasificable C7 H16 Heptano Liquido C8 H18 Octano Liquido

2.2.2 Procesamiento del gas natural

2.2.2.1 Estado del gas natural

El gas, tanto proveniente de producción asociada, como el producido por pozos no

debe utilizarse como combustible si no se le interpone algún tipo de tratamiento,

por simple que este sea debido a que siempre llega acompañado por otros

componentes, que lo convierten en un flujo bifásico y consecuentemente con la

posterior interferencia, tanto en el transporte como en su utilización.



30

Se trata de una mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos, que

representan una amplia gama de estados diferentes según la composición de

cada uno. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenido puede no tener

ningún liquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismo gas,

dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad

de agua y/o gasolina que representa serias dificultades para ser usado,

particularmente en áreas con inviernos muy fríos.

2.2.2.2 Proceso de eliminación de condensados

Dentro de los procesos de tratamiento del gas, no hay duda que tiene gran

importancia la eliminación de condensados, porque si no se lo hace

eficientemente, provocaría posteriores tratamientos por la incompatibilidad que

tienen con el agua.

La mezcla de parte de ambos líquidos conforma lo que se denomina “hidrato” que

tiene la particularidad física de presentarse como sólido en temperaturas aun

superiores a 0°C. Claro está cuando tal situación se produce, se bloquean las

cañerías de conducción y resulta complicado, inconveniente y costoso solucionar

el problema. Si no está presente uno de los componentes del hidrato, el

congelamiento también se puede producir, pero en temperaturas muy inferiores.

2.2.2.3 Determinación del punto de rocío

El punto de roció será momento en que el agua contenida en el gas comienza a

condensarse en valores de presión y temperatura conocidos.

La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del

punto de roció, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas

condiciones.



31

Cuanto menor sea el contenido de agua menor va a ser la temperatura a iguales

condiciones de presión. Existen en el mercado otros instrumentos que leen por

métodos modernos y ofrecen menos margen de error y directamente dan el dato

que se necesita es decir la cantidad de agua por unidad de volumen de gas.

2.2.2.4 Absorción por glicol

El glicol es un producto químico orgánico de la familia de los alcoholes que

naturalmente tiene gran avidez por la humedad, es prácticamente imposible

mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la

humedad del aire.

Esta importante propiedad es aprovechada para este proceso y los compuestos de

monoetilenglicol, dietilenglicol y trietilenglicol tienen las propiedades absorbentes

del alcohol y además son suficientemente estables con un punto alto en la

temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimo para

ponerlo en contacto con gases y que le quite el agua contenida en cualquier de

sus formas.

El tratamiento consiste en poner el gas en contacto íntimo en contra corriente con

el glicol, hará que este se quede con toda el agua que transportaba el gas y para

que ello se cumpla, se debe tener el mayor tiempo de contacto posible y la

capacidad de absorción será para el trietilenglicol, de una libra de agua en tres

galones de glicol.

La temperatura de contacto es también importante siendo el rango optimo entre

50 100°F porque encima, se hace lo suficiente fluido como para atomizarse y

entrar en la corriente del gas en forma de niebla que no puede detener el

retenedor. Si la temperatura es inferior a la recomendada como mínima, el glicol

se pone viscoso y el gas se canaliza sin tomar contacto íntimo con el absorbente.



32

2.3 Tecnología de captura de CO2

Existen tres tipos básicos de captura de CO2:

1. En Pre-combustión

2. Post-combustión (o Secuestro de CO2)

3. Oxi-combustión.

El uso de cada uno de estos métodos dependerá entre otras cosas de la

concentración de CO2, la presión del gas y el tipo de combustible que se utiliza.

A continuación se analizan con mayor detalle cada uno de éstos procedimientos

de manera de captar virtudes y defectos en la aplicación de cada uno de ellos.

2.3.1 Captura en pre-combustión

Este sistema está muy relacionado con la producción de hidrógeno, el cual es un

agente muy importante en distintos procesos, entre los cuales se incluyen:

Generar energía eléctrica o calor (produciéndose únicamente vapor de

agua).

o La síntesis de amoniaco.

o La producción de fertilizantes.

o Los hidroprocesamientos en las refinerías de petróleo.

Básicamente consiste en producir, a partir de gas natural o gas sintético

(proveniente de la gasificación de carbón u otros hidrocarburos), una mezcla

gaseosa compuesta principalmente del hidrógeno mencionado H2 y CO2 para

posteriormente separar estos dos gases. La separación se basa en la

descarbonización del combustible antes de la combustión mediante técnicas de

gasificación del carbón o reformado del gas natural.



33

Adsorción a cambio de presión, la cual se adapta para aplicaciones

puras de hidrógeno, pero con las composiciones de gas sintético obtenidas

usualmente, las pérdidas de hidrógeno serían inaceptables.

Separación Criogénica, en la cual el CO2 es separado físicamente del gas

de síntesis condensándolo a temperaturas criogénicas para producir

CO2 líquido, listo para almacenamiento. Este sistema no es atractivo pues

el enfriamiento del gas de síntesis consume grandes cantidades de

electricidad.

Absorción química, usando una solución con monodietanolmelamina

(MDEA). El proceso es usualmente llamado “amine scrubbing” y es la

tecnología para remover CO2 más comúnmente utilizada en la actualidad.

Absorción física usando Selexol o Rectisol (metanol frío) es ventajoso a

alta presión parcial de CO2 y es muy adaptable para productos de

gasificación.

La separación de membrana es aplicada comercialmente para la

separación de hidrógeno, pero se requiere mayor desarrollo antes que las

membranas puedan ser usadas en una escala suficientemente grande. La

selectividad de membranas comercialmente disponibles para CO2/H2 es

también muy baja.

2.3.2 Captura en pos-combustión

En este sistema, el CO2 se ha separado de los gases de escape producidos

durante la combustión (principalmente N2) con aire de un combustible

(carbón, gas natural etc.). Para su captura posterior, entre los procesos más

viables se encuentran el ciclo de Calcinación – Carbonatación y la



34

absorción química con aminas. El resto de las opciones es menos utilizado ya

sea por su bajo desarrollo o por los altos costos que implican. Dentro de ellas se

encuentran la adsorción física, la destilación criogénica y las membranas.

2.3.2.1 Absorción química

En este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción. Para ello se utilizan

compuestos químicos (aminas y nuevos absorbentes en investigación) con gran

afinidad de compuestos ácidos (CO2) y se usan como solventes formulados, en

una mezcla especial para atenerse a la tarea de separación. Algunos de ellos

también contienen activadores para promover la transferencia de masa en la

absorción. En la tabla 2 se muestran los solventes usados comúnmente para

llevar a cabo esta tarea.

Tabla 2: Solventes utilizados en el proceso

TIPO DE SOLVENTE EJEMPLO

Aminas primarias Monoetanolamina (MEA) Diglicolamina (DGA)

Aminas secundarias Dietanolamina (DEA) Diisopropanolamina (DIPA)

Aminas terciarias Metildietanolamina (MDEA) Trietanolamina (TEA)

Soluciones de sal alcalina Carbonato de potasio

Actualmente los siguientes procesos de solvente están comercialmente

disponibles para el tratamiento del CO2.

El detalle del proceso se observa en la figura 1. El sistema se descompone en dos

etapas principales: Absorción y regeneración (incremento de temperatura è

consumo energía)



35

Figura 1: Detalle del proceso de absorción química

2.3.2.2 Ciclo de calcinación/carbonatación

Esta combinación de procesos se basa en la absorción química, usando como

solvente a la caliza. Definiendo separadamente, la carbonatación es una reacción

exotérmica donde los reactivos CO2 y CaO reaccionan para producir CaCO3. La

energía que se desprende de esta reacción es de 430 kcal/kg CaCO3. La

calcinación en cambio es el proceso inverso, pues produce la desorción del CO2 y

CaO mediante la descomposición de la caliza en presencia de calor.



36

Figura 2: Esquemas de funcionamiento de la tecnología calcinación/carbonatación

Las etapas de este proceso son.

1. La corriente de gases a tratar se toma antes de la entrada a la

desulfuradora

2. El proceso propuesto trabajará en dos lechos fluidos circulantes

interconectados, trabajando a una temperatura de 650 ºC el que actúa

como carbonatador, y a 875 ºC el que trabaja como calcinador.

3. El calcinador trabajará en oxi-combustión, con el objetivo de generar una

corriente alta de CO2 en los gases de salida.

4. La recuperación de calor en el nuevo ciclo propuesto se realizará mediante

un ciclo agua-vapor supercrítico

Visualizando la implementación de una planta con este sistema de captura

podemos delinear 3 puntos necesarios.



37

1. Oxi-combustión en lecho fluido circulante atmosférico.

2. Planta de carbonatación-calcinación en conexión con una planta de carbón

existente.

3. Planta de carbonatación-calcinación para central de generación nueva.

Delineando básicamente las características de este sistema vemos que el proceso

en si es bastante complejo de integrar, sumado al hecho de que la oxi-combustión

está en fase de desarrollo. Sin embargo, se extraen características importantes,

como los bajos costos que lo hacen competitivo con las técnicas de absorción, el

hecho de que la desulfuración sea parte del proceso, incluyendo la purga que

tiene uso económico con las cementeras y finalmente una generación extra de

energía eléctrica que concentra bajas emisiones de CO2 que es nuestro objetivo.

2.3.2.3 Adsorción física

Básicamente se encarga de utilizar materiales capaces de adsorber el CO2

generalmente a altas temperaturas, para luego recuperarlo mediante procesos de

cambio de temperatura o presión como se muestra en la figura 3.

Figura 3: Diagrama básico de funcionamiento de la adsorción física



38

2.3.2.4 Membranas

Este proceso se utiliza para la captura de altas concentraciones de CO2 en gas

natural a alta presión, de lo contrario (a baja presión) la fuerza de separación

necesaria para el gas sería muy baja.

Dentro de las limitaciones de este sistema vemos que resulta en un mayor gasto

de energía y por tanto es ineficiente frente a la absorción química, así como

también incurre en un menor porcentaje de remoción de CO2. Esto indica

principalmente que el sistema no está muy desarrollado y las membranas más

eficientes aún no se han encontrado, pero como sistema es prometedor dado las

ventajas operacionales que posee y que se mencionan a continuación en la

figura 4.

Figura 4: Esquema de funcionamiento del sistema de membranas

Los flujos de gas y líquido son independientes, lo que evita problemas en las

columnas ya sea de inundación, espumado.

1. No se necesita un lavado posterior al absorbente para recuperar líquido de

absorción que es sacado hacia fuera.

2. La operación es a condiciones termodinámicamente óptimas, no

condicionadas por las condiciones hidrodinámicas del equipo de contacto.



39

3. El equipamiento es compacto a través del uso de fibra porosa de

membrana.

De manera de optimizar el uso de las membranas en el proceso, estas deben

presentar algunas características particulares para una mejor performance.

1. La permeabilidad determinará el área de membrana necesaria para el

proceso.

2. La selectividad (radio de permeabilidades) determinará la pureza del

producto final. A menor selectividad podrían ser necesarios procesos

posteriores de reciclaje.

3. La permeabilidad y selectividad de la membrana están correlacionadas

negativamente, por lo que se necesita encontrar un óptimo intermedio de

rendimiento.

4. La estabilidad es un tema importante para este procedimiento, por lo que

una solución para ello son soportes porosos como pueden ser el vidrio, la

cerámica o el metal.

Las membranas se pueden clasificar en orgánicas e inorgánicas, destacando que

las membranas orgánicas no son resistentes a altas temperaturas como las

inorgánicas. Dependiendo del tipo de membrana será la aplicación a la cual estará

enfocada.

Las membranas orgánicas utilizadas comercialmente son las poliméricas, las

cuales se utilizan para los siguientes procesos.

1. Separación de CO2 y CH4 a alta presión del dióxido de carbono.

2. Separación de CO2 y N2, como parte del proceso de post combustión. En

este proceso tanto la presión del flujo de gas como la selectividad de la



40

membrana deben ser bajas, por lo que requiere etapas posteriores de

reciclaje haciendo el procedimiento no rentable.

En las membranas inorgánicas encontramos más opciones en el tipo de

membrana como se detalla a continuación.

1. Membranas metálicas, utilizadas en la captura en pre combustión,

separando CO2 y H2 mediante compuestos con aleaciones.

2. Membranas microporosas, también utilizadas en la captura en pre

combustión separando CO2 y H2. Para este proceso la selectividad que se

puede obtener actualmente no es suficiente para separar más de 99.99%

de H2.

3. Membranas transportadoras de iones, las cuales pueden ser usadas

tanto en captura en pre combustión como captura en oxi-combustión. Para

el primer caso se utilizan membranas conductoras de protones y para el

segundo membranas conductoras de oxígeno.

2.3.2.5 Destilación criogénica

La información sobre este sistema es básica, y consiste a grandes rasgos en una

serie de etapas de compresión, enfriamiento y expansión, en las cuales los

componentes del gas se pueden separar en una columna de destilación. Esta

tecnología se utiliza sobre todo para separar las impurezas de una corriente de

CO2 de alta pureza. Un esquema básico se muestra en la figura 5. Sobre su

aplicación se puede decir que no se ha utilizado a la escala y condiciones, en

términos de disponibilidad de costeo, que se necesita para los sistemas de captura

de CO2.



41

Figura 5: Esquema básico de la destilación criogénica

Dentro de los procesos donde se puede utilizar este sistema encontramos:

1. Separación de CO2 y CH4 en gas natural, donde se puede obtener entre

1 y 80% del CO2 a alta presión (hasta 200 bar).

2. Separación de CO2 y H2 en gas sintético. En este proceso se obtiene entre

20 y 40% con presiones entre 10 y 80 bar.

3. Purificación de los gases de la combustión en el proceso de oxi-

combustión, donde se pueden obtener concentraciones de CO2 entre

75 y 90%.

En la figura 6 se muestra una gráfica que describe los requerimientos de presión y

temperatura para una destilación criogénica con recuperación del 90% del CO2.

Figura 6: Gráfica de requerimientos de P y T para destilación criogénica



42

2.3.3 Captura en oxi-combustión

Este proceso se realiza durante la combustión y tiene un largo recorrido como

tecnología aplicada como se ve en la figura 7. Básicamente consiste en la

utilización de oxígeno en lugar de aire para la combustión, de ahí que los gases de

escape están compuestos principalmente de H2O y CO2, que puede separarse

fácilmente del vapor de agua mediante condensación.

Se presenta un esquema básico de funcionamiento. Esta tecnología es utilizada

en centrales de nueva generación con ciclos agua-vapor extremadamente crítico,

así como también en Turbinas de Gas con o sin calderas de recuperación.

Figura 7: Diseño y esquema de operación de la oxi-combustión

Al ser una tecnología que está actualmente desarrollándose, existen muchos

proyectos de investigación en el tema buscando mejores desempeños y

eficiencias de costos. En la siguiente tabla 3 se presentan los aspectos más

importantes a desarrollar en los diferentes aspectos de esta tecnología.



43

Tabla 3: Aspectos a desarrollar en la calcificación/carbonización

ASPECTO DEL PROCESO

ÁREAS CRÍTICAS DE DESARROLLO

ASU (Unidad de

separación de aire)

1. Destilación criogénica. Consumo de auxiliares. 2. Membranas cerámicas que incrementan la

eficiencia.

Combustión O2

1. Combustión, ignición, estabilidad de llama, temperaturas y perfiles de llama.

2. Volumen del hogar. Absorción térmica por unidad de superficie.

3. Grado de recirculación CO2.

Filosofía de operación

1. Flexibilidad de operación. 2. Integración de la ASU. 3. Disposición chorros de O2 puro, CO2 recirculado y

transporte de carbón.

Emisiones 1. Cinética del SO2. 2. Composición de las cenizas.

Materiales

1. Propiedades de operación a largo plazo y altas temperaturas.

2. Ensayos de materiales avanzados ultrasupercríticas.

3. Potencial de corrosión para carbones con altos contenidos de cenizas.

2.3.4 Estudio comparativo de tecnologías

Para analizar comparativamente los diferentes procesos existentes para el

tratamiento del CO2, conviene estudiar las ventajas y desventajas presentes en

cada tecnología, como se ve en la tabla 4, lo que si bien permite compararlas, no

es un buen criterio de discriminación pues se encuentran en distintas fases de

desarrollo y también la aplicabilidad no es al mismo tipo de centrales en algunos

casos lo que las hace excluyentes.



44

Tabla 4: Estudio característico de tecnologías de tratamiento de CO2

TIPO DE CAPTURA CO2

VENTAJAS DESVENTAJAS

Pre combustión

La separación vía solvente físico o químico está probada. Los gases de salida salen a mayor presión y mayor concentración de CO2 que la postcombustión lo que reduce coste de captura.

Es posible utilizar un amplio rango de combustibles fósiles.

El combustible primario debe ser convertido a gas sintético previamente.

Las turbinas de gas, calentadores y calderas deben ser modificados para la utilización de hidrógeno como combustible.

absorbente.

Absorción química

(post combustión)

Muchas de las tecnologías son comerciales (absorción química), separación de CO2

en yacimientos de gas natural, producción de urea, metanol

Requiere menores modificaciones de centrales existentes.

Mayor volumen de gases a tratar que en pre combustión.

Necesidad de nuevas materias primas (@ 0,3 kg/Tm CO2)

Alto consumo energético en la regeneración del absorbente.

Calcinación/carbonatación

(post combustión)

Costo del absorbente. Producción de energía

(electricidad) adicional lo que implica menor consumo de energía.

La desulfuración está incluida en el propio proceso de captura del CO2.

Material purgado (CaO) tiene un valor añadido pues posee un valor comercial (cementeras).

Alto requerimiento de espacio.

Necesidad de empleo de oxicombustión en el calcinador.

Escala laboratorio (previsiblemente en escala piloto en breve).

Control de proceso complejo.

De manera de establecer una diferenciación entre las tecnologías es que nos

enfocamos en aspectos comunes como nivel de desarrollo, consumos de energía

o requerimientos necesarios…3

Corrosión: Acción química física o electroquímica compleja que destruye un metal.



45

2.4 Método de captura de CO2 aplicado al proyecto

Como se mencionó anteriormente en el capítulo 2.3.2 e inciso 2.3.2.1 de este

proyecto, este proceso el CO2 reacciona con un líquido de absorción para ello se

utilizaron compuesto químico (Amina).

2.4.1 Proceso de endulzamiento del gas

Las plantas de endulzamiento de gas tiene como función principal remover gases

ácidos, (dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, etc.) como impurezas, de una

mezcla de gases con el fin de prepararla para su consumo. En este caso se

remueve dióxido de carbono (CO2) de agua corriente de etano con una solución

acuosa de amina (diglicolamina, DGA) como agente de tratamiento. En la figura 8

se presenta un esquema simplificado del proceso. El gas acido, conteniendo H2S

y/o CO2 entra a la torre absorbedora por el extremo inferior y fluye hacia arriba a

través de los casquete pertenecientes a los platos que mantiene.

Figura 8: Proceso de endulzamiento de gas

Un nivel de solución de amina. Los casquete dispersan el gas acido a la salida de

cada plato obligando a estar en contacto directo con la amina.



46

El gas dulce, libre de los compuesto ácidos, sale por la parte superior de la torre

absorbedora. La amina pobre, libre de compuesto ácidos, entra a la torre

absorbedora por su parte superior. A medida que la amina desciende de plato en

plato, en contra corriente con el flujo de gas, reacciona con los componentes

ácidos del gas y estos son absorbidos.

La amina rica, contaminada con los compuestos ácidos, sale de la torre

absorbedora por su parte inferior, pasa por el intercambiador de calor de amina

pobre-amina rica, luego circula por el filtro donde se retiran las impurezas solidas

finalmente entra a la torre regeneradora.

La entrada a la torre regeneradora es por la parte superior y fluye hacia abajo en

contra corriente con los vapores calientes de amina producidos en el rehervidor. El

incremento en la temperatura de la amina rica produce la liberación de los gases

ácidos. El vapor excedente, generado en el rehervidor, arrastra los gases ácidos

fuera de la torre regeneradora. Este vapor se condensa y se separa de los gases

ácidos en el acumulador. Los gases ácidos se eliminan del proceso y el vapor

condensado retorna a la torre regeneradora como reflujo. La amina purificada sale

de la torre regeneradora por su parte inferior, pasando por el rehervidor, por el

intercambiador de calor amina-amina y por el enfriador de amina antes de retornar

a la torre absorbedora.4

2.3.4.1 Comparación de aminas

Uno de los procesos en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de

gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas.

De los solventes disponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas

natural, las alcanolaminas son las más aceptadas y usadas en mayor escalas.

Procesamiento del Gas: La separación del aceite y el gas, y la remoción de impurezas y líquidos del gas natural.



47

2.4.1.1 Análisis comparado de aminas

Tabla 5: Tipos de Aminas

SOLVENTE QUIMICO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Monoetanolamina

(MEA)

Concentraciones bajas de CO2.

Útil cuando la presión de gas acido de entrada es baja

Corrosión y formación de espuma Requiere de cantidades

considerables de calor de solución en el sistema

Al generarla, retiene más cantidad de gases ácidos

Diglicolamina

(DGA)

Mejor estabilidad Baja presión de vapor Mayores concentraciones

Alto costo En presencia de CO2 da productos

de degradación que no son regenerables

Dietanolamina

(DEA) Menos corrosiva que MEA Baja presión de vapor

solución viscosa en concentraciones altas

Baja actividad Diisopropanolamina

(DIPA)

Capacidad para transporte gases ácidos

Es más eficiente para H2S

Alto peso molecular, requiere de tasas másicas muy altas

Diisopropanolamina

activada (ADIP) Bajo consumo de vapor No corrosivo

Usado para remover H2S

Fuente: Engineering Data Book

2.5 Condiciones de operación del flujo de gas

Para que el flujo de gas cuente con las mejores condiciones en el interior del

equipo para la separación. Será necesario considerar algunos aspectos

fundamentales:

2.5.1 Temperatura

Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo suficiente la

velocidad del fluido como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas,

disminuyendo las necesidades de tiempo de resistencia.



48

2.5.2 Presión

Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos de

aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también

favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. 5

2.6 Descripción del proceso

Existen muchos procesos para la remoción de gas acido de las corrientes de gas

natural, antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la

composición del gas natural de alimentación y las composiciones del flujo, así

como los requerimientos específicos del gas natural. Como se muestra en la

(Figura 8).

2.6.1 Filtro coalescence

Previo a que la Corriente de gas de entrada sea tratada con solución de amina,

este debe ser filtrado en el filtro de coalescence* de gas de entrada para remover

pequeñas gota de líquido que puedan ser arrastradas o partículas sólidas de 0,3

micrones6

Esto ayuda a prevenir problemas de espuma, corrosión y contaminación de la

amina. Las partículas sólidas son capturadas y retenidas por los elementos

filtrantes.

A medida que las partículas sólidas se acumulan, los elementos filtrantes

comienzan a taponarse y la caída de presión en el recipiente se incrementa.

Cuando la caída de presión alcanza los límites preestablecidos, los elementos

filtrantes deben ser reemplazados.

Densidad.‐ Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen, se expresa en libras por galón (lb/gal) o kilogramos por metro cúbico (kg/m3).



49

2.6.2 Torre contactora de amina

El gas tratado de entrada adecuadamente filtrado ingresa a la base de la

contactora de amina dentro de la cual el gas fluye en dirección vertical ascendente

en contacto con una solución de amina que descienden sobre una serie de

20 platos.

Gas y líquido entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto

suficiente para que la solución de amina* absorba el dióxido carbono del gas de

entrada. El mecanismo de absorción implica reacciones acido-base, en la cual el

dióxido de carbono es el componente gas ácido y amina es el componente básico.

La solución de amina que sale por el fondo de la torre contactora de amina es

llamada “amina rica”, porque esta es rica en dióxido de carbono absorbido. La

amina rica sale de la torre a través del control de nivel y fluye al sistema de

regeneración de amina. El gas que sale por el tope de la torre contactora de amina

es llamado “gas tratado”, porque ha sido tratado con solución de amina y el

exceso de dióxido de carbono ha sido removido.7

2.6.3 Sistema de regeneración de amina

El objetivo del sistema de regeneración de amina es regenerar en forma continua

y recircular la solución de amina utilizada en la torre contactora de amina. La

solución de amina es regenerada a través de la separación del dióxido de carbono

absorbido con vapor en una torre que opera a baja presión y alta temperatura,

condiciones opuestas a las reacciones que ocurren en la torre contactora.8

*solucion de amina es la que ingresa a la torre contactora o absorbedora en contra corriente con el gas amargo (CO2) y cumple con la función de absorber el CO2 contenido en la corriente gaseosa. ** los hidrocarburos, una pequeña porción de dióxido de carbono, y algunos contaminantes volátiles abandonan la solución cuando la presión operativa es reducida por la válvula de control de nivel. El vapor que se forma de esta manera es llamado “GAS FLASH”



50

2.6.3.1 Tanque de expansión de amina

La amina rica sale de la torre contactora de amina por el sistema control y es

introducida al tanque de expansión de amina que permite separar la amina rica,

“gas flash”**y cualquier hidrocarburo liquido desprendiendo del CO2.

2.6.3.2 Intercambiador amina pobre/rica

La amina rica sale del fondo del tanque de expansión por el control de nivel y fluye

aguas abajo al intercambiador de amina pobre/rica. El intercambiador tiene dos

objetivos:

1. Calienta la amina rica para optimizar la operación en la torre

regeneradora de amina y reduce la carga térmica de calor en el re-hervidor

de amina

2. Enfría la amina pobre reduciendo la carga térmica sobre el Aero-enfriador

de amina.

2.6.3.3 Torre regeneradora de amina

Amina rica caliente fluye desde el tanque de expansión de amina hasta el tope de

la regeneradora de amina. Donde el dióxido de carbono absorbido es separado de

la amina rica con vapor que se produce en el re-hervidor de amina por

vaporización de una porción de agua de la solución de amina. La amina pobre sale

del fondo de la torre y el vapor con dióxido de carbono húmedo sale por el tope de

la torre.

Como el vapor de separación se mueve hacia arriba por la torre regeneradora de

amina. Transfiere suficiente calor a la solución de amina descendiente para

promover la deserción de dióxido de carbono. La mayor parte de este vapor



51

condensa durante este proceso, diluye la solución de amina, y retorna al

re-hervidor. El vapor que no condensa actúa como un portador para remover el

dióxido de carbono no absorbido de la solución de amina y arrastrando hacia el

tope de la torre.

El vapor de la parte superior de la torre de regeneración de amina fluye al

condensador de reflujo donde este es enfriado por intercambio de calor con el aire

del medioambiente. Este condensa la mayor parte del vapor de agua de la parte

superior de la torre de regeneración de amina. El efluente de este condensador

fluye al acumulador de reflujo para su separación.

El vapor separado, llamado “gas acido”, es fundamentalmente dióxido de carbono

y algo de vapor de agua, hidrocarburos livianos, resto de amina y contaminantes

volátiles que pueden estar presentes.

El gas ácido sale por la parte superior del acumulador a través del control de

presión y fluye hacia la chimenea de venteo.

El líquido recogido en el fondo del acumulador, llamado “reflujo”, es

fundamentalmente agua. El dióxido de carbono disuelto, hidrocarburos, amina, y

algunos contaminantes también están presentes.

El reflujo es bombeado desde el acumulador por medio de bombas de reflujo que

están equipadas con un control de caudal mínimo por un orificio de restricción que

ayuda a proteger las bombas de problema de bajos caudales durante descontroles

u operaciones por debajo de los caudales de diseño. Las bombas retornan el

reflujo a la torre regeneradora de amina en la línea de alimentación aguas abajo.



52

2.7 Inyección de dióxido de carbono

Unos de los métodos en experimentación es el de la inyección y secuestro de CO2

en los propios pozos de petróleo y de gas explotados o bien en acuíferas salinas.

Para ello se necesita realizar la conexión entre las plantas en donde se realiza el

secuestro de CO2 y los pozos sumideros para la disposición final.

En el caso de realizarse la reinyección en pozos marginales de yacimientos aun

productivos se deberá prestar atención a los efectos corrosivos que el CO2 en

conjunto con el agua puede generar sobre instalaciones operativas.

En el caso de optarse por el transporte de CO2 a zonas alejadas para su

reinyección se deberá ponerse cuidados en las características de esta etapa

debido a las características de fase singulares del CO2.

La reinyección de CO2 a pozos sumideros, consiste en elevar la presión del

mismo para inyectarlo a determinada presión que venza la presión de reservorio.

Al realizarlo, minimiza el impacto al medio ambiente por emisiones gaseosas, para

evaluar una alternativa técnica, a fin de disponer en CO2 en un pozo del mismo

campo en el reservorio de reinyección.9

El sistema de recuperación de CO2 está integrado con los siguientes elementos

más importantes:

a) Acumulador de reflujo

b) Compresor de CO2

c) Medidor de flujo

d) Aero-enfriador

e) Tubería de transporte desde la planta de gas a pozo inyector HSR-10.

Inyeccion de CO2= En otros países esta aplicación es muy común por su alto rendimiento para la recuperación de EOR.



53

En la figura 9 se muestra los elementos principales para la recuperación de CO2 y

su posterior transporte de CO2 al pozo inyector.

Figura 9: Diagrama de elementos principales en la recuperación de CO2

A continuación se describen los principales sistemas con las que cuenta el

proyecto denominado:

2.8 Compresor

La conducción del gas a través de los gasoductos se efectúa mediante el bombeo

con equipos compresores, que suministran al gas la presión necesaria para

abastecer la perdida por razonamiento a lo largo de la cañería y llegar con presión

suficiente a los puntos de utilización.

También puede ser necesario comprimirlo para hacerlo pasar a través de equipos

de tratamiento, tal como plantas deshidratadoras o de extracción de gasolina,

procesos cuya efectividad mejora cuando se realiza a mayor presión, en particular

en el caso de extracción de la gasolina por compresión y enfriamiento.

Compresor

Succión

Pozo inyector

Aero‐enfriador

Descarga

Acumulador de reflujo



54

2.8.1 La capacidad de un compresor

Es la cantidad de gas liberado cuando opera a presiones de entrada y salida

especificadas. La capacidad es medida en volumen a las condiciones de presión,

temperatura, composición del gas y contenido de humedad a la entrada del

compresor. 10

Se clasifican en 4 tipos de compresores que son:

a) Compresores Centrífugos

b) Compresores Axiales

c) Compresores Reciprocantes

d) Compresores Rotatorios

2.8.2 Compresores centrífugos

2.8.2.1 Presión de diseño

La equivalencia de “presión de diseño” para las carcazas de compresores

centrífugos es la “presión máxima de trabajo de la carcaza” la cual está definida

por la norma API 617 como la máxima presión que pueda existir en el compresor

bajo las condiciones más severas de operación.

Esta presión es determinada, añadiéndole a la máxima presión de succión que se

pueda registrar, la presión diferencial que el compresor está en capacidad de

Medicion Automática: Determinación de la cantidad de Hidrocarburos por mediciones efectuadas en tuberías fluentes con medidores calibrados y comprobados.



55

desarrollar en el sistema cuando está operando a las condiciones combinadas

más severas.

Normalmente se desea, una válvula de seguridad en la descarga del compresor,

calibrada a una presión menor que la máxima presión de descarga posible, a fin

de limitar la presión a la cual podría exponerse a la tubería y los equipos corrientes

abajo. Cuando no se incluye esta válvula de seguridad, el circuito de descarga

tiene que ser adecuado para soportar la presión de descarga máxima que se

puede generar bajo cualquier circunstancia posible. Cuando por el contrario se

incluye su calibración, pasa a ser, la máxima presión de trabajo de la carcaza del

compresor.

La presión interna máxima para la cual es adecuada la carcaza, sin considerar las

condiciones actuales de trabajo o requerimientos, está definida por la

norma API 617

2.8.2.2 Temperatura de diseño

La máxima temperatura de trabajo de la carcaza del compresor (equivalente a la

temperatura de diseño) deberá ser la temperatura de descarga máxima.

Los factores que pueden elevar la temperatura de descarga sobre su nivel normal

son:

Temperatura alta a la entrada, operación a un punto de eficiencia bajo, alta

relación de presión (por ejemplo, debido a velocidad máxima, alto peso molecular)

ensuciamiento del compresor, e inter–enfriadores defectuosos. Las temperaturas

mayores que se podrían generar, debido a la pérdida completa de agua de

enfriamiento en los inter–enfriadores forzarían a una parada del compresor y en

consecuencia no deberán considerarse al fijar la temperatura de diseño.



56

2.8.3 Compresores reciprocantes


Los clientes industriales prefieren el término “presión de trabajo máxima

permisible” que “presión de diseño” para los compresores reciprocantes.


Los clientes industriales prefieren el término “temperatura máxima permisible” que

“temperatura diseño” para compresores reciprocantes. Sin embargo, ya que la

“temperatura máxima permisible” es especificada por el suplidor como una

limitación mecánica del modelo particular de máquina, la especificación de diseño

deberá incluir la temperatura máxima permisible, la cual se fija por lo menos

14°C (25°F) por encima de la “temperatura nominal de descarga”.

2.8.4 Compresores rotatorios


La presión de diseño para compresores rotatorios es definida formalmente de la

misma manera que para los centrífugos. Sin embargo, debido a que el compresor

rotativo es un mecanismo de desplazamiento positivo, el valor deberá ser

seleccionado de la misma manera como para los reciprocantes; o sea, 10% sobre

la presión normal de descarga o 175 KPa (25 Psi), el que resulte mayor.


La temperatura de diseño para compresores rotativos se define formalmente de la

misma forma que para los compresores centrífugos, y deberá ser calculada como

la temperatura de descarga estimada a la temperatura de entrada máxima, presión



57

normal de entrada, y la presión de calibración de la válvula de seguridad a la

descarga, más un margen nominal de 14°C (25°F).11

2.9 Aero-enfriador

Dentro del proceso de captura de CO2 se instalaran un compresor, pero después

de la descarga, se instalarán un aeroenfriador para acondicionar la temperatura

del CO2 de descarga a las condiciones exigidas para la posterior inyección de CO2

y transporte del mismo al pozo inyector.

Los Aero-enfriadores son intercambiadores de calor compactos modulares de

agua-aire o aire-aire que permiten enfriar el flujo hasta una temperatura de +5ºC

por encima de la temperatura ambiente. Operan en circuito cerrado (realmente

cerrado) con el menor de los mantenimientos posibles.12

El agua de proceso que entra al Aero-enfriador cede calor al ambiente al pasar por

un intercambiador de calor agua/aire y unos ventiladores/es que generan una

corriente de aire que pasa a través de dicho intercambiador.

En el caso de que la temperatura del aire (caso de verano) sea alta, el

Aero-enfriador por acción de su controlador de temperatura abre una válvula

solenoide permitiendo el pasaje de agua a presión (provisión del cliente) para

efectuar un rociado de agua sobre el aire de entrada al Aero-enfriador bajando su

temperatura y consecuentemente consiguiendo un menor temperatura en el agua

de salida del agua al proceso.

Presion de Entrada: la presión de descarga debe especificarse como el valor más bajo para el cual se espera que el compresor trabaje de acuerdo al diseño.



58

2.10 Medidores de flujo

El flujo de gas natural desde que deja el yacimiento hasta que alcanza el sitio

donde se utiliza, generalmente es un flujo continuo. Bajo estas condiciones de flujo

el gas no puede ser almacenado o retenido por largo tiempo, a diferencia del

petróleo u otros líquidos, así que su volumen deber ser determinado

instantáneamente durante su flujo a través de la tubería, lo cual representa un

problema de medición más difícil. Un medidor es un dispositivo que mide la tasa

de flujo o cantidad de fluido en movimiento a través de un gasoducto abierto o

cerrado. Usualmente, consiste de un elemento o dispositivo primario, secundario o

terciario.

2.10.1 Condiciones del flujo de gas para la medición

El flujo de gas es continuo, sin que en ningún punto de su trayectoria sea

almacenado. Por lo que su medición debe de hacerse directamente sobre una

corriente de gas que está fluyendo continuamente.

2.10.2 Placa de orificio

Estos medidores se clasifican en concéntricas, excéntricas y segmentadas las

placas de orificio concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y

cajas de orificio.

2.10.3 Selección de los medidores

Con el objeto de tener una alta exactitud en la medición de los fluidos manejados,

con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del

medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una

serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo.



59

Los criterios de selección a tomar en cuenta son:

a) Tipo de fluido a medir

En el mundo petrolero los fluidos a manejar son (petróleo, gas y vapor

de agua)

b) Propósito de la medición

Dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de

volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos

para ingeniería de procesos).

2.11 Diseño de ducto para el transporte de CO2

Se establecen los requisitos para el diseño y selección de materiales del ducto

para el transporte de un gas acido considerando las condiciones de operación,

requisitos particulares del derecho de vía y de la construcción.

En el diseño deben evitarse condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a

los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Se deben tomar medidas

adicionales para proteger al ducto cuando se encuentre expuesto a actividades

que puedan originarle daños.

2.11.1 Bases de usuario

El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación

del gas en este caso “CO2”, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen

las características técnicas y parámetros de calidad que el ducto debe cumplir.

La mínima información que debe contener este documento es:

• Descripción de la obra.

• Localización.

• Condiciones de operación.

• Características del fluido a transportar.



60

• Información sobre el derecho de vía ó sugerencia de trazo.

• Condiciones de mantenimiento.

• Instrumentación y dispositivos de seguridad.

2.11.2 Presión interna

La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño

(Pi) igual o mayor que la presión de operación máxima (MOP) a régimen

constante, la cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en

cualquier punto del ducto en una condición estática.

La capacidad por presión interna para tubería que transporta líquido o gas, está

dada por la siguiente expresión basada en la fórmula de Barlow

(ASME B31.8, sección 841.11):

2.11.3 Clasificación por clase de localización

La clase de localización se obtendrá en base a la norma ASME B31.8

sección 840.21

2.11.4 Temperatura y presión de diseño del ducto de transporte de CO2

2.11.4.1 Principios básicos

La temperatura y la presión de diseño de un sistema afectan la seguridad, la

confiabilidad y la economía de la planta. La fijación de la temperatura y la presión

de diseño influencian o determina el material a utilizar, el espesor del componente,

la flexibilidad de la tubería, la disposición de las unidades, los soportes, el

aislamiento, la fabricación y las pruebas de los equipos y sistemas de tuberías a

ser instalados.

La temperatura y la presión de diseño deben ser establecidas de forma tal que

sean adecuadas para cubrir todas las condiciones de operación previsibles,

incluyendo arranque, parada, perturbaciones del proceso, incrementos



61

planificados en la severidad de operación, diferentes alimentaciones y productos, y

ciclos de regeneración, cuando aplica.

En general, las condiciones de temperatura y presión de diseño para equipos de

planta (recipientes a presión, calderas, tanques, intercambiadores de calor,

columnas, reactores, etc.), así como las condiciones generales de diseño para

tubería son establecidas durante el desarrollo de la ingeniería básica.

En lugar de definir condiciones de diseño separadas para cada uno de los equipos

y sistemas de tuberías considerados en un proyecto, normalmente es

recomendable definir sistemas que estén expuestos a las mismas condiciones y

protegidos por el mismo arreglo de alivio de presión, lo cual permite una definición

común de las condiciones de diseño, resultando en un diseño coherente y de fácil

seguimiento durante las fases de ingeniería de detalles, fabricación, construcción y

prueba.

2.11.4.2 Tubería de transporte de flujo de gases

Es un sistema que consta de tubos, bridas, pernos, empaquetaduras, válvulas,

accesorios, juntas de expansión, tensores, juntas giratorias, elementos para

soportar tuberías, y aparatos que sirven para mezclar, separar, amortiguar,

distribuir, medir y controlar el flujo.

2.11.4.3 Tratamiento térmico

Es el calentamiento uniforme de una estructura, tubería, o porción de la misma, a

una temperatura suficiente para aliviar la mayor parte de la tensión residual,

seguida por un enfriamiento uniforme, suficientemente lento para minimizar el

desarrollo de nuevas tensiones residuales.



62

2.11.5 Temperatura de diseño

La temperatura de diseño de equipos y sistemas de tuberías se define

generalmente como la temperatura correspondiente a la más severa condición de

temperatura y presión coincidentes, a la que va a estar sujeto el sistema. De igual

importancia en el diseño y las especificaciones mecánicas son la temperatura

mínima y, en algunos casos, otras temperaturas extremas que puedan ocurrir a

vacío o a bajas presiones de operación. Como todos estos niveles de temperatura

de diseño, mínima y de operación extrema, tienen una influencia significativa en el

diseño mecánico, en la selección del material, y en la economía de los sistemas

considerados, es necesario para los diseñadores considerar cada uno de ellos

cuando se especifican las condiciones de diseño. Considerando estos factores, los

diseñadores de proceso deben especificar la temperatura de diseño

(que representa el máximo límite de temperatura) y la temperatura crítica de

exposición (que representa el límite mínimo de temperatura) para todos los

sistemas.

2.11.5.1 Temperatura de operación máxima

Es la temperatura más alta del fluido del proceso prevista para las desviaciones

esperadas de la operación normal. Esto incluye arranque, despresurización,

parada, operaciones alternadas, requerimientos de control, flexibilidad operacional

y perturbaciones del proceso. La definición de esta temperatura debe ser

considerada individualmente, evaluando las causas que la determinan, y

cualquiera que sea el caso determinante, se debe establecer en los documentos

de diseño.

2.11.5.2 Temperatura de diseño de equipos

La temperatura de diseño de los equipos a presión o a vacío se determina

estableciendo las condiciones más severas, simultáneas, de temperatura y presión



63

que ocurrirán en cualquier fase de las operaciones del proceso. Esta temperatura

se usa en el diseño mecánico para establecer los niveles de esfuerzo de diseño y

determinar los espesores mínimos del metal que se requieren para satisfacer los

códigos u otros criterios mecánicos.

2.11.6 Presión de diseño de equipos y de transporte de gas


Es la máxima presión interna o externa utilizada para determinar el espesor

mínimo de tuberías y recipientes y otros equipos.

Para condiciones de vacío parcial o total, la presión externa es la máxima

diferencia entre la atmosférica y la presión en el interior del recipiente o tubería.

La presión de diseño especificada para equipos y tuberías esta normalmente

basada en la presión de operación máxima, más la diferencia de presión entre la

presión máxima de operación y la presión fijada en el sistema de alivio de presión

(AP). Esta diferencia de presión es requerida para prevenir la apertura prematura

de una válvula de alivio de seguridad o la falla prematura de un disco de ruptura.

2.11.6.2 Presión de operación

Es la presión a la cual los equipos o tuberías están normalmente expuestos

durante la operación de los mismos.

2.11.6.3 Presión de operación máxima

Es la máxima presión prevista en el sistema debida a desviaciones de la operación

normal. Esto incluye arranques, paradas, operaciones alternadas, requerimientos

de control, flexibilidad de operación y perturbaciones del proceso. La máxima

presión de operación debe ser al menos 5% mayor que la presión de operación.



64

2.11.6.4 Presión de Trabajo Máxima Permisible

Es la máxima presión manométrica permisible en el tope de un recipiente colocado

en su posición de operación, a una temperatura establecida. Esta presión se basa

en cálculos que usan el espesor nominal, excluyendo la tolerancia por corrosión y

excluyendo el espesor requerido para satisfacer cargas diferentes a las de presión

para cada elemento de un recipiente. La PTMP no se determina normalmente para

recipientes nuevos, pero se usa en recipientes que van a ser redimensionados o

en estudios relacionados con usos alternos del equipo.

2.11.6.5 Presión de prueba hidrostática

Es la presión manométrica aplicada al equipo o tubería durante la prueba

hidrostática. La mínima presión requerida y la máxima presión permisible para la

prueba dependen del código aplicado.13

2.12 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL

2.12.1 Normas internacionales

American Petroleum Institute (API)

- API SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo

- API RP 5L1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías

- API RP 5L3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo

- API RP 5L7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el

Campo

- API RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo

- API SPEC 6D Válvulas

- API RP 1110 Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines

Presión Atmosférica: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7 lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.



65

American Society of Mechanical Engineers (ASME)

- ASME B16.5 Bridas para tuberías y conexiones

- ASME B31.8 Gas Transmission & Distribution Piping Systems

- ASME B31.3 Process Piping Design

- ASME B 16.10 Dimensiones de válvulas, cara a cara, extremo a extremo

- ASME B16.20 Juntas metálicas para bridas de tuberías - Espiraladas y Recubiertas (jacketed)

- ASME B16.21 Juntas planas no metálicas para bridas de tuberías

Instrument Society of America (ISA)

- ISA–5.1 Instrumentation Symbols and Identification

- ISA–5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

- ISA–5.3 Graphic Symbol for Distributed Control

- ISA–5.4 Instrument Loop Diagrams

- ISA–5.5 Graphic Symbols for Process Displays

National Fire Protection Association (NFPA)

- NFPA 1 Fire Prevention Code - NFPA 12 Carbon dioxide extinguishing systems - NFPA 10 General Fire Safety - NFPA 72 National Fire Alarm Code - NFPA 70 National Electric Code - NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity - NFPA 495 Explosive Materials Code - NFPA 496 Purged and pressurized enclosures for electrical equipment - NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems

American Society for Testing and Materials (ASTM)

- ASTM E-1171 Standard Method for Photovoltaic Modules in Cyclic

Temperature and Humidity Environments - ASTM E-1328 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy



66

Conversion - ASTM A194 Especificación Standard para tuercas de aceros al carbono y

de aceros aleados para bulones, para servicio a alta presión o a alta temperatura, o para ambas condiciones

- ASTM F146 Método de ensayo para la resistencia a los fluidos de materiales para juntas

- ASTM F152 Método de ensayo para la tensión de materiales para juntas no Metálicos

- ASTM F436 Especificación para arandelas de acero endurecido

2.13 MARCO TEÓRICO JURÍDICO

2.13.1 Legislación Boliviana

2.13.1.1 Seguridad

- Reglamento para el diseño, construcción y abandono de ductos.

- Reglamento de Normas Técnicas y Seguridad para las Actividades,

Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

2.13.1.2 Medio ambiente

- Ley de medio ambiente N° 1333 del 27-04-1992.

- Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburo D.S. 24335.

- Reglamento Para Construcción Y Operación De Plantas De Almacenaje.

- Reglamento de Contaminación Atmosférica D.S. 24176.

- Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos D.S. 24176.

CAPÍTULO III

INGENIERÍA

PROPUESTA



68

Para el inicio del proyecto se llevará a cabo un procedimiento de acuerdo a los

objetivos específicos indicados anteriormente en el capítulo 1.6.2.

En el cuadro inferior se muestra el proceso general de recuperación de CO2 e

inyección al pozo HSR-10, como descripción el CO2 se recupera del acumulador

de reflujo, el cual esta después de la torre contactora de la planta Santa Rosa, el

volumen que ventea, este sistema es de aproximadamente 4.22MMSCFD y que el

mismo se pretende capturar de acuerdo al proceso del esquema inferior.

Figura 10: diagrama final para la captura e inyección de CO2 al pozo HSR-10



69

3. INTRODUCCIÓN

La ingeniería propuesta en el presente proyecto, inicia con la determinación del

arreglo del pozo inyector y pozos productores en el campo HSR, para que se

obtenga la mayor eficiencia en el sistema de EOR; una vez definido esto, se

determinarán los parámetros operativos del sistema de inyección de CO2.

Luego, se diseñará el sistema de captura y transporte del CO2 a la salida del

acumulador de reflujo que se ventea a la atmósfera. El diseño constará con un

manifold de succión un sistema de compresión y enfriamiento de CO2 y la

correspondiente línea de inyección al campo HSR.

Con todo esto se determinará la inversión requerida para el proyecto y su posterior

evaluación económica, que determinará la rentabilidad del mismo.

3.1 Áreas con potencial hidrocarburos

Bolivia cuenta con zonas de alto potencial hidrocarburos como demuestran los

estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas

como nuevas reservas en un futuro cercano, como ser la cuenca madre de Dios,

Sub-andino Norte y Sur, Pie de monte, el Chaco, Pantanal y el Altiplano. Estas

zonas representan el gran potencial hidrocarburos con el que Bolivia cuenta y es

interés de todos los Bolivianos realizar nuevas exploraciones y conseguir nuevas

reservas de gas y petróleo ya que en la actualidad solo se ha explorado el 14% de

todo el territorio nacional, teniendo Bolivia una gran posibilidad de convertirse en el

centro energético de la región.

3.1.1 Yacimientos susceptible a la aplicación de recuperación EOR

Los yacimientos aptos para la aplicación de métodos de EOR son aquellos que

cuentan con petróleo viscosos (medianamente pesado y extrapesados).



70

En Bolivia contamos con campos petrolíferos con estas características, los cuales

se muestran en la tabla siguiente.

TABLA 6: Campos aptos para la recuperación de EOR

CAMPOS APTOS PARA REALIZAR “RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO”

PRODUCTO

HSR H. SUAREZ R. Petróleo y Gas en SoluciónLPS LOS PENOCOS Petróleo y Gas en SoluciónLCS LOS CUSIS Petróleo y Gas en SoluciónPJS PATUJUSAL Petróleo y Gas en SoluciónMGD MONTEAGUDO Petróleo y Gas en SoluciónBJO BERMEJO Petróleo y Gas en Solución

Fuente: Ing. Raúl Maldonado García

Todos los yacimientos mostrados en la anterior tabla con productores de petróleo

y petróleo con gas en solución, con las características necesarias para llevar a

cabo la aplicación de métodos de Recuperación Mejorada, en cuanto a los

aspectos netamente técnicos que se refiere.

El área Humberto Suarez Roca, que abarca los campo Patujusal, los Cusis y

Humberto Suarez Roca, es el más Apto para la aplicación de métodos de

Recuperación Mejorada, especialmente los campos Patujusal Oeste y Humberto

Suarez Roca, por contar con petróleo pesado de una densidad entre (24-35) °API,

y ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia.

De esta manera, mediante el estudio realizado a los campos productores de

petróleo pesado y medianamente pesado con los que cuenta el país, se ha llegado

a la conclusión de que el campo petrolífero Humberto Suarez Roca es el más

representativo por las característica que presenta el tipo de crudo que almacena y

por las característica estructurales con las que cuenta. Razón por la cual se llevará

a cabo la aplicación Práctica del presente Proyecto y por la proximidad que tiene

desde el campo y la planta Santa Rosa de donde se capturará el CO2.



71

3.1.2 Cronología del campo Humberto Suarez Roca (HSR)

En el centro del campo HSR se halla ubicado aproximadamente en el punto medio

entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-6 cuyas coordenadas UTM son las

siguientes:

X=416657,90 Y=8124218,00 Zt=260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas:

16°53’06”,5 de Latitud Sur.

63°46’46”,7 de Longitud Oeste.

El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque

productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del

contacto agua petróleo.

Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) se encuentra ubicado en la

provincia Sara del departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 Km al

norte 38° oeste de la ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de

Santa Rosa. A continuación se muestra las propiedades petrofísicas.

TABLA 7: Propiedades Petrofísicas PROPIEDADES PETROFISICAS

FORMACION PRODUCTORA PETACA ARENISCA 1 PIRAI SARA

Espesor Promedio (m) 10.0 2.5 15.0 40.0 Porosidad Promedio (%) 20.0 11.9 14.5 9.5 Saturación de agua (%) 40.0 39.0 29.0 30.0

PROPIEDADES DEL FLUIDO Presión Original (Psi) 1,665 2,627 2,813 2,997

Presión de Burbuja (Psia) --- Temperatura de fondo de pozo

(°F) 121 155 162 155,82

Gravedad Especifica del oíl (°API)

--- --- --- 32

B○ --- --- --- 1.24 Bg 0.008359 0.006007 0.005769

Fuente: YPFB Chaco



72

Las propiedades del petróleo del anillo de la arenisca Sara, fueron extractadas del

último estudio de explotación del Campo y fueron calculadas con las correlaciones

existentes. Estas propiedades fueron las básicas para realizar los cálculos de

Ingeniería de Reservorios.

Sin embargo por lo inusual del crudo en el país y por la gran importancia que tiene

en la fabricación de aceite y lubricantes y la obtención de diesel, este petróleo ha

sido analizado cromatográficamente. El análisis está referido al pozo HSR-X1.

Las muestras fueron obtenidas del intervalo 2132 – 2136, con una baja presión de

separación de 100 (psi) a través de un choque 10/64’’.

Las reservas actuales de petróleo en la Arenisca Sara “A” se muestran en la tabla

que mostramos a continuación, los mismos están sustentados por el estudio de

reservas y producción acumulada de la Empresa Petrolera CHACO S.A. que fue

presentado en el mes de agosto del 2006

Tabla 8: Reservas de petróleo “Sara” (sin Casquete de Gas)

CAMPO HSR (RESERVORIO SARA PETRÓLEO) UNIDADES

Volumen Bruto de la Roca 114,067,705,90 m³

Net / Groos Ratio 0,56 Volumen neto de la Roca 64,125,062,00 m³

Ø 0,095 dec. Sw 0,30 dec. Bo 1,24 Bbls/pie³

Vois 2,996,864,09 m³ 1m³ 6,29 Bbls

VOIS 18,85 MMBbls Fac. Rec. 0,23 dec.

Reservas de Petróleo 3,77 MMBbls Fuente: YPFB Chaco

A continuación en la tabla siguiente se muestra cada uno de los pozos productores y pozo inyector con sus respectivas profundidades



73

TABLA 9: Coordenadas y profundidad de los pozos productores y pozo inyector

POZO X

COORDENADASY

COORDENADASPROFUNDIDAD

TOTAL (m) ELEVACION

KB HSR-X1 416910.96 8124083.68 2446 256.90 HSR-4 416646.60 8124424.49 2745 276.10 HSR-6 416357.28 8124349.21 2226 261.30 HSR-10

(Inyector) 416629.22 8124242.98 2250 278.20

Fuente: YPFB Chaco S.A.

3.1.3 Selección del pozo inyector y productores

El pozo HSR-X1 (antes SRW-X3), perforado por YPFB en 1982 alcanzó 2446

metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el

reservorio Sara del sistema silúrico. Durante su perforación se cumplieron los

objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y pirai del devónico y arenisca del

Sara silúrico, considerado como objetivos básicos.

Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas,

se concentró la atención en la arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de

producción, en el tramo 2132-2136 mbbp (metro bajo boca de pozo), con

resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburos relativamente

pesado (23-31 ° API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A”

(5,3-29,5) metros de espesor neto productivo de petróleo.

El pozo HSR-4 con 2745,5 metros de profundidad cumplió el programa y los

objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y permitiendo la

evolución del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara en el Bloque

Alto han resultado positivas, lográndose la producción del petróleo en el reservorio

Sara “A” con espesor productivo 10,6 metros y espesor saturado de gas en el

reservorio Sara “BC” de 33,1 metros de espesor.



74

Con el pozo HSR-4 se ha definido con más exactitud la faja petrolífera del campo

en el sector central. La prueba de producción en la arenisca pirai tuvo resultados

positivos, constituyendo en un nivel productor de gas. El espesor saturado de

hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros.

El pozo HSR-6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de

mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue el

menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. En este

pozo el reservorio Sara “A” tiene 18,9 metros de espesor productivo de petróleo.

El pozo HSR-10 alcanzó una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara

“BC” se determinó un espesor útil productivo de metros para gas y 20 metros para

petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de

agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25,3 °API.

Asimismo se determinó que la arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13

metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como

reservorio potencial para una posterior intervención y explotación.

A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento

artificial con agua (Hidraulic Lift) y gas (Gas Lift) como fluido motrices.

En este campo se perforaron 11 pozos, actualmente tres son productores, uno es

sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención.

La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual

se encuentra los niveles productores Sara y Pirai.

La producción promedio por día actual de este campo es de 440 barriles de

petróleo y 0,3 millones de pies cúbicos de gas.



75

Después de evaluar los reservorios penetrados, la atención se centró en la

Arenisca Sara. Se llevó a cabo una sola prueba de producción en el intervalo

2132 - 2136, (profundidad perforada). Esta prueba resultó altamente favorable,

indicando relativamente petróleo pesado de (32º API).

Como la formación está constituida por cuatro bloques es necesario aplicar el

proyecto en uno de estos bloques del reservorio.

Siendo elegido el bloque 146 (pozos: HSR-X1, HSR-4, HSR-6 y HSR-10) por

contar con mayor número de pozos invertido.

Los pozos que se han elegido para llevar a cabo el presente estudio y sus

respectivas funciones son:

HSR-10: Pozo Inyector

HSR-X1: Pozo Productor

HSR-4: Pozo Productor

HSR-6: Pozo Productor

3.1.4 Reserva remanente de petróleo en el bloque 146 (Vres)

Se cuenta con los datos de las reservas de petróleo y la producción acumulada,

así como la reserva remanente en cada pozo del Bloque 146.

TABLA 10: Reserva bloque 146

PARÁMETROS UNID HSR-X1 HSR-4 HSR-6 HSR-10 TOTAL Radio Dren M 117,00 52,00 99,00 34,00 --- Radio Resv. M 230,00 150,00 200,00 100,00 ---

OOIS Bbls 1.845.750 597.534,00 1.520.163,00 272.926 4.236.373 Reserva Bbls 553.725,08 119.506,78 425.645,52 76.419,32 1.175.296,7

Prod. Acum. Bbls 474.735,00 71.486,00 373.560,00 31.726,00 951.507,00 Res. Reman Bbls 78.990,06 48.020,78 52.085,52 44.693,32 223.789,68

Fuente: YPFB Chaco



76

Se ha elegido como Pozo Inyector al pozo HSR-10 ya que este se encuentra

actualmente cerrado. Esperando intervención y una buena forma de utilizarlo es

aplicándolo este proyecto de recuperación EOR como Pozo Inyector de CO2, ya

que se encuentra en el centro del Bloque 146.

Como Pozos Productores se han elegido los Pozos HSR-X1, HSR-4 y HSR-6, ya

que se encuentran actualmente en producción mediante levantamiento hidráulico

(Hidraulic Lift) y Levantamiento neumático (Gas Lift).

NOTA: ver anexo 2:

Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca

Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara

Estos cuentan con la sarta de producción instalada, por lo que no será necesario

otro sistema de elevación y podremos hacer un análisis de incremento en la

producción del bloque cuando se implemente el sistema de Re - Inyección de CO2.

Las características como ser, los arreglos superficiales (Cabezales de Pozos) y los

arreglos Sub-Superficiales (Esquema de la Sarta de Perforación) del pozo inyector

mencionado se muestra en detalle en el ANEXOS 2.

Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector)

Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10

3.2 Determinación de los parámetros de operación

3.2.1 Caudal de inyección de CO2 al pozo inyector HSR-10

El caudal de gas que llega a la planta Santa Rosa, como se menciona en el

capítulo 1.3 es de 40.211 MMSCFD y contiene cerca de 10,5 % de dióxido de

carbono, el mismo que es venteado a la atmosfera.



77

La capacidad máxima de la Planta Santa Rosa es de 60 MMPCD, para los

posteriores cálculos del diseño de ducto se tomará este valor, para las

prevenciones futuras.

QGas= 40,211 MMSCFD

10,5 % Dióxido de Carbono

Entonces el caudal de dióxido de carbono que se genera por día y que el mismo

será inyectado a través del pozo inyector con un volumen de CO2 de:

40,211 MMSCFD 100%

QCO2 10,5 %

QCO2= 4,22 MMSCFD

Este caudal de dióxido de carbono será inyectado al pozo HSR-10, para la

recuperación mejorada del petróleo.

3.2.2 Calculo de la presión de formación

En este punto la presión de formación la tenemos como datos.

La presión de formación es:

3.2.3 Presión hidrostática CO2

La presión hidrostática de la columna de CO2, se calculará en base a las

condiciones que se encuentra en el arreglo del pozo inyector HSR-10, que tiene

una profundidad de 2250 metros previamente se procederá a calcular la densidad

del CO2. A condiciones de yacimiento.

Pyac= 2742 Psi



78

Datos:

Pyac=2883,9 Psi

MCO2= 44,01

R=10,732

γco2=?

PH=?

T= 155,82 ºF

Entonces la presión hidrostática será de:

PH=1, 4212 x h (mts) x γco2

PH=1, 4212 x 2250 mts x 0,2924 gr/cc

3.2.4 Presión de inyección de CO2

La presión de inyección (Piny) generalmente se utiliza a una presión de inyección

de 30% mayor a la presión del yacimiento o reservorio como se muestra a

continuación:

Piny= 2742 Psi+ 2742 Psi (0,30)

PH= 935 Psi

Piny=Pres + Pres (0,30), Psi

Piny = 3564,6 Psi

BTU/hora 1427630,18gasW

pies/ 259,18 3CO2 Lb

cc

gr 2924,0CO2

TR

MPCO

CO2Yac2



79

3.2.5 Presión requerida en cabeza del pozo

Pcab= Piny - PH (Psi)

Pcab= 3564,6 – 935 (Psi)

Pcab= 2629,6 Psi 3.2.6 Determinación de la presión mínima de miscibilidad (MMP)

Para determinar la MMP entre el CO2 y el petróleo se calcula de la siguiente forma:

Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and

Metcalfe), en la cual está bajo la norma SPE-Miscible Displacement of AIME.

Como dato tenemos la temperatura del yacimiento 155,82 ºF

MMP= 1930 Psi 3.2.7 Técnicas Propuestas de Transporte de CO2

En esta sección se describen los aspectos técnicos y económicos del transporte

de CO2 a través de tubos en forma supercrítica, Se busca además optimizar los

aspectos energéticos del transporte por tubería a los puntos de inyección. Así,

luego de haber extraído el CO2, se debe manejar que hacer con él y naturalmente

puede ser utilizado por algún otro proceso o ser tratado como desperdicio y luego

desechado.

Existen 2 opciones o tipos de transporte: Continuo o Discontinuo, ambos

requiriendo de recursos sustanciales en términos de energía y costos. Debido al

comportamiento bajo diferentes presiones y temperaturas del CO2 el transporte

debe ser tratado adecuadamente para evitar formas sólidas.

Previo al inicio del transporte del material este debe ser tratado a través de un

rápido y simple proceso, dependiendo cual sea el tipo de transporte. En el caso de

que el transporte sea continuo, es decir, a través de una tubería el CO2 debe ser

manejado con cambios de temperaturas y de presión mediante un compresor para



80

su compactación y con esto una mayor cantidad de flujo puede ser manejado en

menos tiempo. Como se mencionó anteriormente hay dos tipos de transporte:

- Transporte Continuo

- Transporte discontinuo

En nuestro caso el tipo de transporte que se implementará en nuestro tema es el de:

Transporte Continuo.

3.2.8 Transporte Continuo de CO2

Por lo general, el CO2 gaseoso es comprimido a una presión superior a 8 MPa

(1160.3 Psi) con el fin de evitar regímenes de flujo de dos fases y aumentar la

densidad del CO2, facilitando y abaratando su transporte.

3.2.8.1 Propiedades del CO2

Es inodoro e incoloro

Es más denso que el aire a presión atmosférica

Es altamente compresible. A elevadas presiones es un fluido denso a

temperatura ambiente. Por ejemplo, a 100 bar (1450,38 Psi) y 20ºC está en

un estado de fluido denso denominado supercrítico

No es inflamable suele utilizarse como extintor de incendio

Las propiedades Físico - Químico del CO2 puro permiten su transporte en

fase densa con altas presiones y a temperaturas ambiente.

Cualquier transporte que permita contener CO2 a presión superiores

a 80 bar



81

Figura 11: Diagrama de presión y temperatura-dióxido de carbono

Tabla 11: Propiedades físicas de dióxido de carbono

CO2 VALOR UNIDAD Pesor Molecular 44,1 g/mol

Densidad (0ºC y 1 atm) 1,977 Kg/m3 Presión Vapor Liquido Saturado 3485 (506) Kpa (Psi)

Temperatura Critica 31,1 ºC Presión Critica 7382 (1071) Kpa (Psi)

Temperatura Triple Punto -56,6 ºC Presión Triple Punto 518 (75) Kpa (Psi)



82

3.2.8.2 Determinación del factor de compresibilidad

Para la determinación de la compresibilidad de la composición del gas emergente

se determinara con la siguiente manera:

Ver Anexo 2 Figura 23: Compressibility factors for CO2, como dato tenemos la

presión de formación 2742 Psi y la temperatura a la salida del dióxido de carbono

100 ºF:

Entonces Z=0,39

3.2.8.3 Determinación del diámetro del sistema de transporte de CO2

En este punto se procederá a calcular el diámetro de la línea de transporte de

CO2, se tomará en cuenta que para el cálculo del diámetro se calculará con la

máxima capacidad de la planta de gas Santa Rosa, para cubrir futuras previsiones

de transporte de CO2 a través del ducto en caso que aumente la producción de la

planta Santa Rosa.

Para la determinación del diámetro se utilizará las ecuaciones siguientes según la

fuente: GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon.

Con estas ecuaciones se obtendrá diferentes datos donde al finalizar se obtendrá

un solo valor de diámetro óptimo para el transporte de CO2.

Las ecuaciones afectadas para estos cálculos son:

- Ecuación AGA

- Ecuación de Panhandle B

- Ecuación Weymouth



83

a) Ecuación de AGA

Dónde:

Q = Caudal de gas (6,3 MMPCD)

E = Eficiencia de la tubería, en valores decimales menores o igual a uno (1)

Tb = Temperatura base en °R (520)

Pb = Presión base en psia. (14,7)

P1 = Presión de salida psia. (2882)

P2 = Presión de llegada psia. (2629,6+14,7=2644,3)

G = Gravedad especifica del gas (aire = 1) (1,445)

Tf = Temperatura promedio de flujo en °R (155,82 ºF)=537,91

Le = Longitud equivalente de la tubería en millas (14,5 Km=9,00 Millas)

Z = Factor de compresibilidad del gas a dimensional (0,39)

D = Diámetro interno de la tubería en pulgadas (¿?)

F=20 (Asumido)

µ=0,0158 (Calculado Figura 17a: Variación de viscosidad con temperatura)

DZLeTfG

PPPb

TbxF 5,2

5,0

221277,38Q

Dx 5,2

225,0

6

39,0991,537445,1

3,26442882

7,14

5202077,38106,3x

In 2,558D



84

O NPS 2,5 Pulg, con un espesor de pared de 0,276 Pulg SCH. XS.

Calcular el factor de transmisión con este tamaño de la tubería, utilizando 2

con 0,276 Pulg. De espesor de pared.

Dentro de Diámetro de la tubería D=2,875-2x0,276=2,323 Pulg.

Calculando el Número de Reynolds.

Con el número de Reynolds obtenido, nos da un flujo Crítico.

Nuevamente se calcula el factor de Transmisión corregido con la siguiente

ecuación.

D

QG

Tb

Pb

0004778,0Re

323,20158,0103,6445,1

520

7,140004778,0Re

6

17,3350Re

0007,0

7,3log104F

D

0007,0

323,27,3log4F 10

356,16F



85

Con el factor de transmisión corregido obtenemos nuevamente el diámetro óptimo

con la ecuación de AGA.

Por lo tanto en base a la ecuación de AGA, obtenido con la corrección de F, nos

da un Diámetro de 3,277 Pulg.

b) Ecuación de Panhandle A

c) Ecuación de Panhandle B

D, 5,222 5,0

6 39,0991,537445,1

3,264428827,14

5203561677,38106,3x

In277,3D

D, 53,2961,0

22 51,002,1

6 39,0991,537445,1

3,2644 28827,14

5203561677,38106,3x

DZLeTfG

PPPb

Tb 53,2961,0

22 51,002,121

737Q

In 483,2D

DZLeTfG

PPPb

TbE 6182,2

8539,0

22 5394,0 0788,1 2187,435Q

D 6182,28539,0

2 2 5394,0

0788,1

6

39,0991,537445,1

3,26442882

7,14

52095,087,435106,3x

In 52,2D



86

d) Ecuaciones Weymouth

En resumen, el diámetro interior mínimo de tubería requerido basado en el flujo de

varias ecuaciones es el siguiente:

Tabla 12: Resumen de diámetros obtenidos con las diferentes ecuaciones nombradas

ECUACIONES DIÁMETROS EN

“PULG” Ecuación de AGA 3,277 Ecuación de Panhandle A 2,52 Ecuación de Panhandle B 2,483 Ecuaciones Weymouth 3,057

En la tabla superior tenemos los resultados de los diámetros obtenido con las

diferentes ecuaciones nombradas, con este resultado obtenemos el promedio del

diámetro interno de 2,834 para el transporte de CO2. Ya que este valor no está

dentro de los rangos comerciales, tomamos el valor de 3 Pulg.

Es importante aclarar el diámetro seleccionado se obtuvo con la máxima

capacidad de la planta, en caso que posteriormente aumente la producción de la

planta y por ende la producción de CO2, esto también va a depender de la

cromatografía del gas.

DZLeTfG

PP

Pb

TbE 667,2

22 5,0

215,433Q

D, 667,2961,0

225,0

6

39,0991,537445,1

3,26442882

7,14

5203561677,38106,3x

In 057,3D



87

NOTA: actualmente se está lanzando licitación para la producción de surgencia

del pozo SRS-10, es así que la planta Santa Rosa aumentara su producción y por

ende el venteo de CO2, ya que este pozo contiene cerca de 10,8 CO2 según datos

obtenidos actualmente por YPFB Chaco.

3.2.8.4 Determinación de la especificación del material de transporte de CO2

La especificación o estándar para la determinación del material de ducto, se

basará en la norma:

ASME 31,4 (sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos por

ductos de tubería). Edición 1992

De acuerdo al párrafo 423.2.6 de la norma que se menciona en la parte superior

indica que: En las líneas de dióxido de carbono, se deben usar materiales que

estén en conformidad con ASTM A 333 y ASTM A 420 (para accesorios).

Entonces la tensión admisible para el uso del sistema de tubería, se basará de

igual forma a la norma ASME 31,4 donde se determina la Resistencia Mínima a la

Fluencia es de: 35000 Psi, grado del material: ASTM 333 GR 6.

Como indica en la tabla 402.3.1 (a) Pág. 28 Edición 1992.

Que la misma se encuentra en la parte inferior, donde nos indica la

estandarización o especificación de los diferentes materiales para diferentes

servicios y accesorios.

Para nuestro caso el material que se utilizará está marcado con color amarillo,

tanto la línea y para los accesorios en la tabla inferior.



88

Tabla 13: Estándares de materiales



89

Tabla 14: Tensiones admisibles para uso de referencia en sistemas de tubería

3.2.8.5 Determinación del espesor nominal de la tubería

El espesor requerido para sección rectas de tubería se determinar de acuerdo a la

siguiente ecuación según norma ASME 31,8 Párrafo 841.11 Pág. 36



90

Dónde:

t = Espesor nominal de la tubería (pulgadas).

P = presión de diseño (psi).

S = Esfuerzo mínimo de cedencia del Material (psi). (Ver Tabla 14).

d = Diámetro exterior de la tubería (pulgadas).

F = Factor de Ajuste que depende de la clase de localización=0,60 (ver Anexos

Tabla 31).

E = Factor de junta longitudinal = 1,00 ver (Anexos tabla 32).

T = Factor de temperatura = 1 (ver Anexos Tabla 33)

El espesor de pared requerido para nuestro Ducto es de 0,3 pulgadas, teniendo en

cuenta que la tubería estará expuesta a la corrosión.

3.2.8.6 Conclusión del diseño de ducto en base a norma ASME B31,8 y B31,4

Diámetro : 3 Pulg. (76,2 mm).

Espesor de la Pared : 0,3 Pulg. (7,62 mm).

SCH : 80

Longitud del Ducto : 14,5 Km.

TEFS

dpt

2

TEFS

dPt

2

11600350002

5,33600

,

t

"3,0t



91

Especificación : ASTM A 333.

Límite de Cedencia (SYMS) : 35,000 (psig.)

Clase : 1500

Presión máxima de operación (PMO) : 3600 (Psig.)

3.3 Diseño del sistema de compresión de CO2 a la salida del acumulador de reflujo

A continuación se procede a calcular todos los parámetros que influyen en el

sistema de compresión y basándose rigorosamente de acuerdo a la norma

API 618 y siguiendo con los procedimientos de cálculos del GPSA.

3.3.1 Cromatografía del gas que se ventea a la atmósfera

La composición del gas la obtenemos del análisis cromatográfico.

Tabla 15: Composición del gas y con sus parámetros del GPSA

Componentes Fracción

Molar Peso

Molecular

Peso Molecular

Equiv.

Capacidad Calorífica

(100ºF)

Capacidad Calorífica

Final CH4 0,00506 16,042 0,08117 8,65 0,04376 C2H6 0,0007 30,069 0,02104 12,95 0,0906 C3H8 0,00025 44,096 0,011024 18,17 0,00467

I C4H10 0,00005 58,122 0,00290 23,95 0,001197 N C4H10 0,00011 58,122 0,00639 24,08 0,00264 I C5H12 0,00011 72,149 0,00793 29,42 0,003236 N C5H12 0,00010 72,149 0,007214 29,71 0,00297 C6H14 0,00015 86,175 0,01292 35,37 0,00530 C7H16 0,00045 100,202 0,0450 41,02 0,01845 C8H18 0,00051 114,229 0,05825 46,92 0,02392 C9H20 0,00081 128,255 0,1038 35,95 0,0372 CO2 0,9089 44,010 40,00 9 8,1801 N2 0,00022 28,0135 0,00616 9,96 0,00219

H2O 0,08258 18,0153 1,487 8,03 0,663

1,00 (1)

(2)

41,85 (3)=(1)(2)

(4)

9,079 (5)=(1)(4)



92

Los valores de las columnas 2 y 4 son obtenidos de la tabla del

GPSA Pág. 680 y 315. En base a la composición podemos determinar la gravedad

específica del CO2 y el peso molecular del aire, medidos ambos a 60 ºF y

14,7 Psia.

La relación de los valores específicos “K” para un proceso adiabático está dado

por: Según la GPSA “Ver anexo 3 Figura 36”

Se necesita también el poder calorífico y los valores críticos obtenidos en base a

la tabla anterior.

Tabla 16: Composición del gas y su poder calorífico

Componentes Fracción

Molar BTU/CF

BTU/CF Equiv

CH4 0,00506 909,1 4,6 C2H6 0,0007 1617,8 1,132 C3H8 0,00025 2316,1 0,579

I C4H10 0,00005 30001 0,150 N C4H10 0,00011 3010,4 0,331 I C5H12 0,00011 3698,3 0,406 N C5H12 0,00010 3707,5 0,370 C6H14 0,00015 4403,7 0,660 C7H16 0,00045 5100,2 2,29 C8H18 0,00051 5796,7 2,956 C9H20 0,00081 6493,3 5,259 CO2 0,9089 0 0 N2 0,00022 0 0

H2O 0,08258 0 0

(1)

1,00 (2)

(3)

18,733 BTU/CF

(4)=(2)(3) En la siguiente tabla también se calculará la temperatura crítica y la presión crítica.

964,28

85,41SG 44,1SG

987,1

PmCp

PmCpK

987,1079,9

079,9

K 280,1K



93

Tabla 17: Composición del gas, presión crítica y temperatura crítica

ComponentesFracción

Molar

Pc Individual

(Psia)

Pc Equiv. (Psia)

Tc Individual

(ºR)

Tc Equiv (ºR)

CH4 0,00506 667 3,375 343,34 1,737

C2H6 0,0007 706,6 0,494 549,92 0,384

C3H8 0,00025 615,5 0,1538 665,92 0,1664

I C4H10 0,00005 527,9 0,0263 734,41 0,0367

N C4H10 0,00011 550,9 0,0605 765,55 0,0842

I C5H12 0,00011 490,4 0,0539 829 0,0911

N C5H12 0,00010 488,8 0,0488 845,8 0,0845

C6H14 0,00015 436,9 0,0655 913,8 0,13707

C7H16 0,00045 396,8 0,1785 972,9 0,4378

C8H18 0,00051 360,7 0,1839 1024,2 0,522

C9H20 0,00081 330,7 0,2678 1070,8 0,8673

CO2 0,9089 1070 972,523 547,76 497,85

N2 0,00022 492,5 0,1083 227,47 0,050

H2O 0,08258 3200,1 264,26 1165,1 96,21

1,000 Pc=1241,79 Tc=598,658

3.3.2 Datos requeridos para los cálculos de los parámetros del compresor.

La presión critica absoluta= 1241,79

Temperatura crítica absoluta=598,658

V.max=6,3 MMSCFD

SG= 1,44

Presión de succión=70 Psig=84,7 Psia

K=1,28

Temperatura de succión (Ps)=100ºF

Presión de descarga (Pd)=2882 Psia

Presión barométrica= 14,12 Psia



94

3.3.3 Diseño de compresor con un etapa

Primeramente se calculará la temperatura de descarga del compresor, con una

sola etapa, con el fin de verificar la relación de compresión que normalmente es

menor de 5.

3.3.3.1 Relación de compresión

3.3.3.2 Determinación de la temperatura de descarga

La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará

según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.

En resumen la temperatura de descarga del compresor que se obtuvo en esta

sección es demasiada alta de igual forma la relación compresión es un valor muy

elevado, por lo que será necesario diseñar un compresor de tres etapas, también

se calculó con dos etapas y nos da un valor alto por encima del valor de relación

de compresión normal que es menor a 5.

3.3.4 Diseño de compresor con tres etapas

3.3.4.1 Relación de compresión primera etapa

Sobre el cálculo de esta relación para cada servicio se obtiene dividiendo la

presión de descarga final, para la presión de succión inicial, tomando valores

absolutos para el caso de servicios en varias etapas, se procede a la siguiente

manera:

PsPdR / 7,84/2882R

02,34R

RTsTd K

K

1

0234560 28,1

128,1

,Td

Fº 751Rº 1211 Td



95

a) La relación de compresión inicial por etapa se obtiene de.

3.3.4.2 Determinación de la presión de descarga de la primera etapa

Para la relación de compresión de la primera etapa es necesario considerar la

caída de presión inter etapa AP, calculada así:

3.3.4.3 Determinación de la presión de succión de la segunda etapa

Será la presión de descarga de la primera etapa menos la caída entre etapas.

3.3.4.4 Relación de compresión segunda etapa

n PsPdR /1 3 7,84/28821 R

24,31 R

Ps

PdR

11 )(Ps)(RPd 11 )7,84)(24,3(1 Pd

PsiaPd 4,2741

PPdPs 12 54,2742 Ps

PsiaPs 2692

27,32 R

1 7,01,0 PdP 4,2741,0

7,0P

Psia 5P

22 269/2882Rn PsPdR 2/2



96

3.3.4.5 Determinación de la presión de descarga de la segunda etapa

Para la relación de compresión de la primea etapa es necesario considerar la

caída de presión inter etapa AP, calculada así:

3.3.4.6 Determinación de la presión de succión tercera etapa

3.3.4.7 Relación de compresión tercera etapa

3.3.4.8 Determinación de la presión de descarga de la tercera etapa

3.3.4.9 Determinación de la temperatura de descarga.

La temperatura de descarga de cada etapa es calculada en base a la temperatura

de descarga para un proceso adiabático en cilindros enfriados con agua de la

siguiente manera:

222 PsRPd 26927,32 Pd

PsiaPd 8802

2 7,0Pd1,0P 8801,0

7,0P

Psia 5,11P

PPdPs 23 5,118803 Ps

Psia 5,8683 Ps

32,33 R

5,86828823 R33 PsPdR

333 PsRPd 5,86832,33 Pd

Psia 28833 Pd



97

La ecuación para la determinación de la temperatura de descarga se basará

según la ecuación 13-18 del GPSA pag.319.

3.3.4.10 Determinación de la temperatura de descarga de la primera etapa

3.3.4.11 Determinación de la temperatura de descarga de la segunda etapa

En la temperatura de descarga de la segunda etapa suponemos no hay

enfriamiento entre etapas, ya que Td es baja.

3.3.4.12 Determinación de la temperatura de descarga de la tercera etapa

3.3.4.13 Resultado de las temperaturas de compresión de dos etapas

Observando los cálculos obtenidos con compresión de dos etapas se observa que

las temperaturas son aún muy elevadas, como se observa en la tabla inferior por

lo que será necesario diseñar un sistema de aeroenfriador en la inter-etapa del

compresor con el objeto de viabilizar el transporte de CO2 a través del ducto

diseñado.

1

111 RTsTd K

K

FRTd º 264º 7241

FRTd º478º 9382

24,3560 28,1

128,1

1

Td

R K

KTsTd

1

2

122 RTsTd K

K 27,3724 28,1

128,1

2

Td

FRTd º759º 12192

3

123 RTdTd K

K 32,3938 28,1

128,1

3

Td



98

Tabla 18: Resumen del sistema de compresión de dos etapas PRESIONES

Presión de succión

Presión de descarga 1

Presión de succión 2




84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS

Temp. De Succión 1 Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3100 ºF 264 ºF 478 ºF 759 ºF

3.4 Diseño del sistema de Aero-enfriador en la inter etapa del compresor

Los datos para el diseño del aeroenfriador, como ser la temperatura de descarga 1

del compresor y la presión de descarga 1 serán tomados en este capítulo, estos

datos soy muy importante para el diseño del aeroenfriador y también tenemos el

máximo flujo de gas de 6,3 MMSCFD de dióxido de carbono.

Figura 12: Esquema del sistema de compresión del CO2

3.4.1 Parámetros operativos del aeroenfriador

Presión de succión del compresor = 84,7 Psia

Presión de descarga del compresor = 880 Psia

Máximo flujo a ser enfriado = 6,3 MMSCFD

Temperatura del fluido aguas arriba del compresor = 100 ºF

Temperatura del fluido aguas abajo del compresor = 478 ºF

Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF (ideal)

3.4.2 Parámetros de diseño del aeroenfriador

Temperatura del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 478 ºF

Temperatura del fluido aguas abajo del aeroenfriador = 110 ºF



99

Temperatura ambiente del lugar = 101,3 ºF (asumiendo para el cálculo el

día más cálido )

Presión del fluido aguas arriba del aeroenfriador = 880 Psia

Máximo flujo de gas de CO2 a ser enfriado = 6,3 MMSCFD de CO2

3.4.2.1 Aproximación del coeficiente de transferencia global de calor

Se asume una aproximación del coeficiente de transferencia global de la

figura 10-10 del GPSA Ver anexo 4 “Tabla 37”

Se asume este valor de transferencia global de calor en función a la presión

del gas a ser enfriado.

3.4.2.2 Cálculo aproximado del incremento de temperatura del aire

3.4.2.3 Cálculo de la corrección de diferencia de temperatura media

Cuando la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD) primero se

calcula la diferencia de la temperatura media logarítmica (LMTD)

2,4Ux

121

210

1ta t

TTUx

3,1012

110478

10

12,4ta

Fº 100ta

101,3201aire

110 478 gas

12

21

tt

TT

12

21

1221LMTD

tT

tTLN

tTtT

3,101110

2014783,101110201478

LMTDLN

Fº 5,77LMTD



100

Una vez determinada la diferencia de temperatura media logarítmica, se determina

la corrección de diferencia de temperatura media (CMTD).

Este valor se obtiene del fig-9-7 del GPSA, Ver anexo 4, Figura 28

3.4.2.4 Cálculo de la carga térmica

correccion LMTDCMTD de factor

7,33,101201

110478

12

11

26,03,101478

3,101201

11

12

tt

TTR

tT

ttP

: ionde correccfactor

96,04 f

4f

96,03,66 CMTD Fº 6,63CMTD

1

1

V

QWgas

MP

TRZdV

1

111

85,416067

52134,831495,01

VKg

m 3201 V

20

06,2gasW

Kg

Lb

horaWgas

12046,2

1

seg 3600Kg/Seg. 103,0

Segm 064,2

Pie

028316,0 3600

1

241063,6

3

3

33

1 mSeg

Hora

Horas

Dia

DiaPieQ

segkgWgas 103.0

gasgas WTTCPQ *21



101

3.4.2.5 Cálculo de la superficie requerida

A una vez calculada la carga térmica se calcula la superficie requerida

3.4.2.6 Cálculo de la cara del área

Para el cálculo de la cara del área se usará el factor APSF de la figura 10-11 del

GPSA, ver Anexo 4, figura 29.

3.4.2.7 Cálculo de la unidad de ancho en función a la longitud del tubo asumida.

La longitud de tubo comúnmente asumida está en el rango de 4 ft-30ft

3.4.2.8 Cálculo del número de tubos necesario

Para la determinación del número de tubos se usará el factor APF de la figura

10-11 del GPSA. Ver anexo 4, Figura 29

Lb/Hora 5,817gasW

BTU/hora ,42731326Q

CMTDUx

QAx

5,817110478079,9Q

6,634,2

2731326,4Ax

ft 2 10225Ax

APSF

AxFa

80,4

10225Fa

ft 127Fa 2

L

FaWidth

20

127Width

ftWidth 6

LAPF

AxNt

2058,5

10225

Nt

92Nt



102

3.4.2.9 Cálculo de la velocidad másica en los tubos

Se asume un numero de pasos y tomando el valor leído del área del tubo dentro

de la sección transversal (At) de la figura 9-25 del GPSA”Figura 30”

Nota: el valor del punto 3.4.2.7 es 4 y es menor a los estándares establecidos en

la tabla del GPSA, por lo tanto se asumirá con el menor valor que es 8, de acuerdo

a lo que indica en la tabla 9-25 del GPSA, Ver anexo 4 figura 30

3.4.2.10 Cálculo del número de Reynolds modificado

El valor del diámetro interno del tubo se obtiene de la fig. 9-25 del GPSA, ver

anexo 4, figura 30 y el valor de la viscosidad del gas se obtiene de la figura 23-25

del GPSA, ver Anexo 4, figura 31.

3.4.2.11 Cálculo de la perdida de carga en los tubos

Para el cálculo de la perdida de carga en los tubos se utilizará la ecuación de la

figura 10-14 (Figura 34) y la figura 10-15 (Figura 33) del GPSA

Primero se debe determinar el valor del coeficiente de fricción de moody el cual se

lo determina con la siguiente ecuación o de la figura 10-15 (friction factor for Fluids

Flowing inside Tubes) del GPSA. Ver anexo 4, figura 33.

AtNt

NpWtGt

3600

144

3526,0923600

35,817144

Gt

sec3

2ft

ftGt

GtDi

Nr

0155,0

3670,0 Nr

130Nr

NpBNpLyf

APf



103

De la figura 10-15 se obtiene con Nr=130

Segundo paso para determinar la caída de presión en los tubos, se debe

determinar el valor del factor de corrección de la figura 10-14 del GPSA, Ver anexo

4, Figura 34, en los pasos anteriores se ha determinado la velocidad másica del

fluido.

Con este valor se intersecta con el valor de la gravedad específica

de esta manera se obtiene el factor de corrección.

Tercer paso es determinar el valor del factor de corrosión de viscosidad el cual se

obtiene de la figura 10-19 del GPSA, Ver anexo 4, figura 35

Entonces el resultado será:

3.4.2.12 Cálculo del coeficiente de traspaso superficial de calor

Para la determinación del coeficiente de traspaso superficial de calor en el tubo se

usará la ecuación de la figura 10-13 (Figura 37) y figura 10-12 (Figura 36) del

GPSA

Obtenemos la figura 10-12 del GPSA de la figura 36 con viscosidad

de 0,0155 Cp,=0.0325.

f

0023,0f

sec3

2ft

lbGt

0,2B 2 y

1

NpBNpLy

fAPf 32,0

1

32020,0023APf

Psi876,0APf

Dik

Cpkj

ht

3/1

k

Cpk

3/1



104

Ver anexo 4 figura 37 De la figura 10-13 del GPSA se obtiene el valor de en

función al número de Reynolds modificado Nr=130, Ver Anexo 4, figura 37

Entonces calculamos

3.4.2.13 Cálculo de la cantidad de aire

3.4.2.14 Cálculo de la velocidad del aire

3.4.2.15 Determinación del coeficiente de traspaso de calor del aire

El coeficiente de traspaso de calor del aire es leído de la figura 10-17 del GPSA,

Ver anexo 4, figura 38.

3.4.2.16 Cálculo del área del ventilador

j

900j

""ht670,0

10325,0900 ht Fº ftBTU/hr 44 2ht

Ata

QWa

24,0 10024,0

4,2731326

Wa

Lb/hr 113805Wa

482,76

WaGa

482,76

113805Ga

.hftLb/ 1488 2Ga

ft F.ºBTU/hr 6,35ha 2

Nro fans

Fa,FAPFanfan area/f

4002

12740,0 FAPF

/fanft4,25 2 FAPF



105

3.4.2.17 Cálculo del diámetro requerido del ventilador

3.4.2.18 Cálculo estático de caída de presión del aire

Para este cálculo se determina el valor de la Fp (factor de caída de presión del

aire) de la figura 10-18, Ver anexo 4, figura 40 y el valor de Dr (relación de

densidades en función a la altura del lugar) de la figura 10-16 del GPSA, Ver

anexo 4, figura 39.

Se determina la temperatura promedio del aire de la siguiente ecuación:

Con los valores obtenidos se resuelve la siguiente ecuación para determinar la

caída estática de presión del aire, N Numero de filas se obtiene de la fig. 10-11

del GPSA, Ver anexo 4, figura 29

3.4.2.19 Cálculo del volumen real del aire

En este paso se debe usar el valor de , a la temperatura de entrada al

ventilador para resolver de la siguiente ecuación, el volumen de aire real

π

(FAPF)4

5,0

diametrofan π

diametrofan)4,25(

4 5,0

ftdiametrofandftdiametrofan 6 6,5

2,

21 ttavgTa

2

2013,101,

avgTa

FavgTa º 151,

RD

NFpPa

90,0

30360,0 Pa

of water puPa lg12,0Δ

Fº 3,1011 t0749,060

Wa

RDACFM

RD

0749,06094,0

113805

ACFM

/mft 26940M 3ACF



106

Para dos ventiladores (2 fans) se requiere un volumen real de aire de:

3.4.2.20 Cálculo de la presión total del ventilador

Para la aproximación de la presión total del ventilador utilizando DR para el aire del

ventilador y el área del ventilador.

3.4.2.21 Cálculo de la potencia de freno por ventilador (HP)

Para la aproximación del Brake Horsepower por ventilador se usará un eficiencia

del 70% por ventilador.

3.4.2.22 Cálculo de la potencia requerida

Para el cálculo de la potencia requerida, considerando una eficiencia de motor

de 92%

3.4.2.23 Cálculo de la superficie extendida

mft / 13470 3

44005

2

2

D

ACFMApaPf

464005

2694012,0

2

2

Pf

of waterinchesPf 177,0

70,06356

/

PffanACFM

BHP

70,06356

177,013470

BHP

ventiladorcadaporBHP HP 54,0

92,0

BHPpotencia

92,0

54,0potencia

HPpotencia 6,0

APSFFaareasurfaceExtended 4,80127 areasurfaceExtended

ft 10211 2areasurfaceExtended



107

3.4.2.24 Resultados de los cálculos del aeroenfriador

el tipo de aeroenfriador diseñado es de tipo forzado (de aspiración

mecánica)

un parámetro importante en el diseño es la temperatura del aire del

lugar, la cual se determinó en función a un registro de temperatura

siendo esta 35,5 ºC (101 ºF)

la longitud de los tubos requerida es de 20 ft, el ancho requerido para el

diseño es de 6 ft, con los cuales se requiere un área de 10225 ft2

el aeroenfriador requiere de 2 ventiladores de 6 ft de diámetro cada uno

de ellos

la potencia requerida por ventilador es de 0,54 HP = 1 HP con la cual se

garantizará el proceso de enfriamiento del dióxido de carbono.

El número de tubos requeridos para el aeroenfriador es de 92 unidades

de 1” de diámetro externo y espesor 0,165 Pulg.

Temperatura del dióxido de carbono aguas abajo del aeroenfriador

110 ºF con este resultado se prosigue a calcular la temperatura de

descarga de la segunda etapa del compresor y presión de descarga

después del aeroenfriador.

3.4.3 Cálculo de la potencia requerida para la compresión.

La potencia requerida por cada etapa y para 1MMSCFD medidos a 14,4 Psia y

temperatura de succión, se determinara en 2 partes.

1. Potencia básica por millón

2. Corrección de potencia esto es en la corrección que se debe añadir la potencia

básica debido a la caída de presión en válvulas y pasajes etc.



108

3.4.3.1 Determinación de la potencia requerida para la primera etapa

Para la determinación de la potencia requerida se basara en la ecuación 13-21

proporcionada según la GPSA

K=1,28

R1=3,24

Ps=Presión de succión=84,7 Psia

Ts=100 ºF+460=560ºR

Pc=1241,79 Psia

Tc=598,658 Psia

Zs1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de succión

Zd1=Factor de compresibilidad a presión y temperatura de descarga

Zo=factor de compresibilidad a presión y temperatura de 14,7 Psig (60 ºF)

Para calcular los factores de compresibilidad se procede de la siguiente manera.

Y con la figura 26 y 27 Anexo 3

Presión reducida de succión=

Temperatura reducida de succión=

De la tabla anterior se obtiene Pc y Tc

oK

K

Z

ZdZsRPsiaMMCFDBHP

1

2K

1-K 9,46)Tsy 4,14( /

111

1

Pc

PsP Rs

Tc

TsTRs

068,079,1241

7,84 RsRs P

Pc

PsP

935,0658,598

560 RsRs T

Tc

TsT

967,01 Zs



109

Corrección de potencia por perdida de presión para compresores separables es:

SG=1,44

Ts1 =100 ºF=560 ºR

Zo = 0,994

La potencia total para la primera etapa para 1MMCFD será:

22,079,1241

4,2741

11 RdRd P

Pc

PdP

21.1658,598

7241

11 RdRd T

Tc

TdT

96,01 Zd

011,079,1241

7,14 Ro

oRo P

Pc

PP

21.1658,598

7241

11 RdRd T

Tc

TdT

994,0 oZ

994,0

1

2

96,0967,024,3

1,28

1-1,28 9,46)Tsy 4,14( / 28,1

128,1

PsiaMMCFDBHP

8,12)Tsy 4,14( / PsiaMMCFDBHP

6027

/.oZTs

SGMMCFDBHCorrec

994,0724

1,446027/.

MMCFDBHCorrec

12/. MMCFDBHCorrec

128,12)4,14(/ 1 TsMMSCFDBHP

8,24/ MMSCFDBHP



110

Para los 6,3 MMSCFD primeramente corregimos este volumen a las condiciones

de 14,4 y temperatura de succión.

Ts1=100ºF=560ºR

Zo= 0,99

Z`=factor de compresibilidad a 14,4 y Ts

La potencia para la primera etapa será de:

oZ

ZTsMMSCFDTsMMSCFD

´

5204,14

7,14)4,14(

11

011,079,1241

4,144,14 Pc

PcPc

93,0658,598

560 Tc

Tc

TsT R

9942,0´ Z

99,0

9942,0

520

560

4,14

7,143,6 MMSCFD

955,6MMSCFD

8,24955,6/ MMCFDBHP

5,172/ MMCFDBHP



111

3.4.3.2 Determinación de la potencia requerida para la segunda etapa final

Dónde:

K=1,28

R2=3,27

Ts2=724 ºR=264 ºF

Td2=938 ºR= 478 ºF

Ps2=269 Psia

Pd2=880 Psia

Pc=1241,79 Psia

Tc=598,6 ºR

Zo=0,98

Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27



Presión reducida de descarga=

Temperatura reducida de descarga=

oK

K

Z

ZdZsR

K

KPsiaMMCFDBHP

1

2

1- 9,46)Tsy 4,14( /

222

12

22,079,1241

269

Pc

Ps 2

21,1658,598

7242

Tc

Ts96,0 Zs 2

712,079,1241

8802

Pc

Pd

55,1658,598

9382

Tc

Td945,0 Zd 2



112



Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la

segunda etapa es:

Calculamos Z´´

Presión reducida=

Temperatura Reducida=

98,0

1

2

945,096,027,3

28,1

1-28,1 9,46/ 28,1

128,1

MMCFDBHP

13/ MMCFDBHP

6027

/.2 oZTs

SGMMCFDBHCorrec

98,0724

44,1 6027/.

MMCFDBHCorrec

12/. MMCFDBHCorrec

1213 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP

25 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP

Fº 60y 14,7

T 4,14´´

5204,14

7,14)Tsy (14,4 /

S222

y

Z

ZTMMSCFDMMCFDBHP

o

S

011,079,1241

4,144,14

Pc

2,1658,598

7242

Tc

Ts97,0Z´´



113

Si comparamos este valor con el obtenido para la primera etapa observamos que

este último es ligeramente mayor que el primero, esto se justifica por que la

temperatura de la segunda etapa es mayor.

La potencia para la segunda etapa:

3.4.3.3 Determinación de la potencia requerida para la tercera etapa final

Dónde:

K=1,28

R3=3,32

Ts3=570 ºR=110 ºF

Td3=741ºR=281 ºF

Ps3=868,5 Psia

Pd3=2883 Psia

Pc=1241,79 Psia

Tc=598,6 ºR

Zo=0,98

Con Pr y Tr se obtiene del Anexo 3, figura 26 y 27

99,0

97,0

520

724

4,14

7,143,6)Tsy (14,4 / 2MMCFDBHP

77,8)Tsy (14,4 / 2 MMCFDBHP

2577,8 / MMCFDBHP

3,219 / MMCFDBHP

oK

K

Z

ZdZsR

K

KPsiaMMCFDBHP

1

2

1- 9,46)Tsy 4,14( /

333

13



114



Presión reducida de descarga=

Temperatura reducida de descarga=



Para los 6,3 MMSCFD medidos a 14,4 Psia y la temperatura de succión de la

segunda etapa es:

7,01241,79

868,53

Pc

Ps

95,0658,598

5703

Tc

Ts67,0 Zs3

3,279,1241

28833

Pc

Pd

24,1658,598

7413

Tc

Td

6,0 Zd 3

98,0

1

2

6,067,032,3

28,1

1-28,1 9,46/ 28,1

128,1

MMCFDBHP

64,8/ MMCFDBHP

6027

/.3 oZTs

SGMMCFDBHPCorrec

98,0570

44,1 6027/.

MMCFDBHPCorrec

49,7/. MMCFDBHPCorrec

49,78,64 )Ts 4,14( / 2 yMMCFDBHP

16,13 )Ts 4,14( / 3 yMMCFDBHP

Fº 60y 14,7

T 4,14´´´

5204,14

7,14)Tsy (14,4 /

S333

y

Z

ZTMMSCFDMMCFDBHP

o

S



115

Calculamos Z´´´

Presión reducida=

Temperatura Reducida=

La potencia de las tres etapas para comprimir los 6,3 MMSCFD a las condiciones

requeridas será:

Es necesario agregar un 3% para compensar pérdidas por bombas de agua,

lubricantes y de más accesorios etc.

3.4.3.4 Conclusión del diseño de dos etapas de compresión de CO2

Tabla 19: Resultados de parámetros de compresor de tres etapas con

aeroenfriador PRESIONES DE SUCCION Y DESCARGA

HP

T

OT

AL

5

21

Presión de succión






84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia

TEMPERATURAS DE SUCCION Y DESCARGA

Temp. De succión 1

Temp. De descarga 1

Temp. De succión 2

Temp. De descarga 2

Temp. De succión 3

Temp. De descarga 3

100 ºF 264 ºF 264 ºF 478 ºF 110 ºF 281 ºF

110,72219,3 5,172 TOTAL BHP

505TOTAL BHP

521TOTAL BHP

955,0Z´´´0,011

1241,79

14,44,14

Pc

95,0658,598

5703

Tc

Ts

98,0

955,0

520

570

4,14

7,143,6)Tsy (14,4 / 3MMCFDBHP

87,6)Tsy (14,4 / 2 MMCFDBHP 13,1687,6 / MMCFDBHP

72,110 / MMCFDBHP



116

Se obtuvo una temperatura muy elevada y se diseñó el aeroenfriador, para

disminuir la temperatura en la misma como se indica arriba.

En resumen se presenta en la figura 13, de todo el proceso de datos obtenidos de

la ingeniería que se hizo anteriormente, como ser: el sistema de recuperación de

CO2, el sistema de compresión del CO2 e aeroenfriador y por lo tanto al pozo

inyector HSR-10.

Figura 13: Diagrama final para la captura e inyección de CO2 al Pozo HSR-10

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE COSTOS



118

4.1 ANÁLISIS DE COSTOS

Un aspecto importante en todo proyecto es el económico, este determinará la

rentabilidad o no del proyecto presentado. Este análisis debe mostrar si la

aplicación del proyecto “DISEÑO DE UN SISTEMA DE RECUPERACION DE CO2

EN LA PLANTA DE GAS SANTA ROSA Y SU RE-INYECCION EN EL CAMPO

HUMBERTO SUAREZ” justificará la inversión que se debe realizar y mostrar la

utilidad que generaría la aplicación de este método de recuperación.

En la evaluación económica de proyectos existen dos grupos de criterios de

aplicación; ellos son los criterios subjetivos y los criterios objetivos.

4.1.1 Los criterios subjetivos

Están basados en características intangibles por lo que resulta dificultoso

cuantificarlos, pero no deben ser dejados de lado durante el proceso de selección

ya que en algunas oportunidades estos puedan predominar por sobre los análisis

objetivos en la toma de decisiones.

4.1.2 Los criterios Objetivos

Se basan en parámetros que pueden ser determinados a través de métodos de

evaluación de proyectos. Los principales métodos de evaluación de proyecto son:

- Método contable o de la rentabilidad marginal

- Flujo de fondos descontados

- Tasa interna

- Valor Actual

- Periodo de recuperación con actualización de fondos



119

4.1.3 Parámetros de evaluación de proyectos

Los principales parámetros o indicadores que se toman en cuentan para la

evaluación económica de un proyecto y sus definiciones son:

4.1.3.1 Inversión

La inversión se define como la cantidad inicial de dinero que es necesario emplear

para poner en marcha el proyecto.

La inversión puede provenir de un capital propio de la empresa, como también

puede ser financiado en parte por un banco o alguna otra entidad financiera.

4.1.3.2 Valor Actual Neto (VAN)

El Valor Actual Neto (VAN), es un criterio financiero para el análisis de proyectos

de inversión que consiste en determinar el valor actual de los flujos de caja que se

esperan en el transcurso de la inversión, tanto de los flujos positivos como de las

salidas de capital (incluida la inversión inicial), donde estas se representan con

signo negativo, mediante su descuento a una tasa o coste de capital adecuado al

valor temporal del dinero y al riesgos de la inversión. Según este criterio, se

recomienda realizar aquellas inversiones cuyo valor actual neto sea positivo.

4.1.3.3 Tasa Interna de Retorno (TIR)

La tasa interna de retorno (TIR), es el tipo de descuento que hace que el VAN

(Valor Actual o Presente Neto) sea igual a cero, es decir, el tipo de descuento que

iguala el valor actual de los flujos de entrada (Positivos) con el flujo de salida inicial

y otros flujos negativos actualizados de un proyecto de inversión. En el análisis de

inversiones, para que un proyecto se considere rentable, su TIR debe ser superior

al coste del capital empleado.



120

4.1.3.4 Flujo de caja de fondos

Es un estado de resultados que abarca periodos de tiempo futuros y que ha sido

modificado para mostrar solamente el efectivo: los ingresos de efectivos y los

egresos de efectivos, y el saldo de efectivo al final de periodos de tiempo

determinado.

Es una excelente herramienta, porque le sirve para predecir las necesidades

futuras de efectivo antes de que surjan.

4.2 Evaluación económica del proyecto

La evaluación económica del presente proyecto se realizó primeramente tomando

en cuenta los gastos en material y en el montaje de los equipos y mantenimientos.

Para la evaluación económica se realizó el flujo de caja así obteniendo el

VAN y TIR a un precio de 27,11 $/bbl

La evaluación se realizó con el precio del barril de petróleo por el cálculo de las

ventas del volumen de petróleo a recuperar, para de esta manera obtener un

estimado de “utilidad General”.

Luego se realizó la evaluación económica mediante la generación de un flujo de

caja o de fondos en el cual se realizaron las comparaciones entre los ingresos,

(venta de petróleo), Egresos, (Pago de impuestos y regalías, Gastos de operación

y gastos de mantenimiento) y la inversión que requerirá el proyecto de esta

manera obtener un estimado de “UTILIDAD NETA”

Los datos de las inversiones estimadas han sido considerados de otros proyectos

de igual magnitud al igual que los precios de montaje de línea y compresor.



121

Para el cálculo del ingreso por la venta de petróleo se ha considerado el precio de

petróleo considerado anteriormente y para los egresos se ha considerado el pago

de impuestos y regalías departamentales.

4.3 Ingresos por la venta de petróleo estimado a recuperar

Los volúmenes estimados de petróleo a recuperarse en el Campo Petrolero HSR

han sido calculados con el software “CO2 Prophet and Waterflood” en el mismo

luego se procedió a introducir los datos petrofísicos del campo denominado. Como

se ve en la siguiente figura.

FIGURA 14: Introducción de datos al software Prophet



122

Figura 15: Introducción de datos al software Prophet



123




124


Una vez que se introdujo todos los datos requeridos en el software, el mismo nos

da como resultado la cantidad de petróleo a recuperar en un periodo de 9 años

como se ve en la siguiente figura.

TABLA 20: Producción de Petróleo en 9 años



125

Para el cálculo del valor de la producción en el mercado se considera el precio

como se ve en la siguiente tabla con el cual podremos determinar el ingreso por la

venta del petróleo estimado a recuperar.

TABLA 21: Precio del Barril de Petróleo

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

En las siguientes tablas se muestra los ingresos anuales en 6 años (27.11 $/bbl),

por la venta del volumen del petróleo se obtiene:

TABLA 22: Ingreso por venta de petróleo (27.11 $/bbl)

TIPO VOLUMEN en 6 años

PRECIO DEL BARRIL DE PETROLEO

VENTA

Unid Bbls $US/BLS $US Petróleo 854.600,00 27.11 23.168.206,00

En esta tabla se muestra los ingresos por la venta de petróleo aún no se considera

en este balance los gastos de mantenimiento e operación y otros.

4.4 Pago de Impuesto y Regalías Departamentales

Considerando la nueva ley de Hidrocarburos, donde se debe tributar 32 % + 12%

de regalías departamentales y de 6% al TGN y YPFB.

A continuación se presenta un cuadro del precios del barril de petróleo

(27.11 $/bbls)



126

TABLA 23: Pago de Impuestos (27.11 $/bbl)

En este cuadro se presenta todos los impuestos a la producción de petróleo

durante los 6 años de duración del proyecto.

4.5 Gastos de operación y mantenimiento

Se ha realizado una estimación sobre los principales gastos que se debe incurrir

en el mantenimiento y la operación del proyecto. Estos gastos se muestran a

continuación en la tabla siguiente:

TABLA 24: Gastos de Mantenimiento y Operación (27.11 $/bbls)

4.6 Inversión

La inversión que requerirá el presente proyecto para el montaje y costo del

material del compresor e aeroenfriador y la línea de 3 Pulg. a continuación se

presenta las siguientes tablas.

IMPUESTOS: % GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS

Regalías 12% 0,12 2.780.184,72 TGN-YPFB 6% 0,06 1.390.092,36

IDH 32% 0,32 7.413.825,92

TOTAL 0,50 11.584.103,00

GASTOS DE MANTENIMIENTOS Y OPERACIÓN

GASTOS ($us) EN LOS 6 AÑOS

Gastos de Mant. Y Operación 4.077.152,42

TOTAL GASTOS 4.077.152,42



127

TABLA 25: Costo de Compresor y Aeroenfriador Costo del Material y Montaje

de Compresor y Aeroenfriador1.276.459,53 $US

TABLA 26: Planilla de costo de montaje de Compresor e Aeroenfriador

(NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR.



128

Tabla 27: Costo de la línea y montaje Construcción y montaje

de la línea de 3" 1,697,915.48 $US

TABLA 28: Planilla de costo de montaje de la línea de 3” (NOTA: los costos unitarios son datos proporcionados por PETROSUR



129

4.7 Utilidad general

Finalmente obtenemos un estimado de utilidad general en los 6 años que dura el

proyecto para el precio de barril de 27.11 $/bbl, tomando en cuenta el pago de

impuestos, inversión y venta de producción de petróleo.

TABLA 29: Utilidad general (27.11 $/bbl)

4.8 Flujo de caja

Finalmente, en función a consideraciones anteriores se presenta un flujo de caja

estimado para cada caso del precio de barril de petróleo que se muestra en la

siguiente s tablas en la parte inferior, en las cuales se tiene el cálculo la venta de

petróleo en función al precio mencionado en un lapso de 6 años; así como el

cálculo del TIR y el VAN para el proyecto y la utilidad Neta estimada que generará

el proyecto para una TASA DE RETORNO REQUERIDA (TRR) de 10%.

TABLA 30: Flujo de ingresos e egresos (27.11$/bbl)

UTILIDAD GENERAL 7.506.950,58 $us

CAPÍTULO V

CONCLUCIONES Y

RECOMENDACIONES



131

Una vez finalizado el estudio Técnico-Económico del presente proyecto, se ha

llegado a las siguientes conclusiones y recomendaciones:

5.1 Conclusiones

Se han determinado los equipos y todos los parámetros que intervienen en el

diseño de cada uno de los sistemas y además una estimación de producción de

petróleo en el tiempo que dura el proyecto y el costo del proyecto de referencia:

Se obtuvo los resultados sobre la ingeniería de detalle, en base a estos se

procedió a calcular los parámetros que influyen en estos equipos, que son:

- Compresor Reciprocante de 3 etapas.

- Un Aeroenfriador entre la etapa del compresor como se ve en la figura 12

- Ducto de transporte para el CO2 al pozo inyector HRS-10.

El estudio determinó el arreglo de pozos productores e inyector. Siendo el

HSR-10 el inyector y los pozos HSR-1 HSR-4 y HSR-6 como productores,

como resultados estos pozos están en condiciones de aplicarse a este

proyecto.

Se determinó los parámetros de diseño de la línea de transporte de CO2

bajo la norma ASME 31.8, con las siguientes características:

- Diámetro : 3 Pulg. (76,2 mm).

- Espesor de la Pared : 0,3 Pulg. (7,62 mm).

- SCH : 80

- Especificación : ASTM A 333.

- Límite de Cedencia (SYMS) : 35,000 (psig.)

- Clase : 1500



132

Se determinó el dimensionamiento del aeroenfriador con las siguientes

características:

- El aeroenfriador es de tipo forzado de aspiración mecánica.

- La longitud de los tubos requerida es de 20 ft.

- El ancho requerido es de 6 ft. Se requiere un área de 10225 ft2.

- La cantidad de tubos requeridos es de 92 unid de 1” y espesor de 0,165”

Se determinó los parámetros del compresor con las siguientes

características:

PRESIONESPresión de

succión Presión de descarga 1





84,7 Psia 274,4 Psia 269 Psia 880 Psia 868,5 Psia 2883 Psia TEMPERATURAS

Temp. De Succión 1 Temp. De descarga 1 Temp. De descarga 2 Temp. De descarga 3 100 ºF 264 ºF 478 ºF 759 ºF

Se determinó un estimado de producción en los 6 años de 854.600,00 Bbls.

Del análisis de costos se obtuvo una inversión de 2.974.375,01 Dólares,

entre los costos de instalación, montaje de los equipos mencionados. Del

análisis económico se obtuvo los siguientes indicadores al precio del barril

de petróleo:

INDICADORESPRECIOS DEL BARRIL DE PETROLEO

27.11 $/bbl

VAN 3.533.789,50 $

TIR 99%

PRI 6 años



133

5.2 Recomendaciones

Dado, los resultados obtenidos en el presente estudio se recomienda:

Se recomienda la aplicación del proyecto estudiado, para aumentar la

eficiencia de producción del Campo HSR, para minimizar las

emisiones de CO2.

Según el protocolo de KIOTO, todos los países que emiten grandes

cantidades de CO2 y que pasen los límites de emisiones, serán

sancionados. Bolivia aún no está dentro de los países con grande

emisiones de CO2, sin embargo debemos tener alternativas eficientes para

seguir un lineamiento de un país con mejores oportunidades y que mejor

con la aplicación de este proyecto.

Se recomienda que se profundice a mayor detalle los estudios para la

recuperación de CO2 en las plantas actuales que se tienen en el país y para

su posterior inyección a pozos petroleros.

Se recomienda a fondo un análisis y estudio enfocado en el

comportamiento del reservorio con la inyección de CO2.

ANEXOS 1

TRABAJOS OPERATIVOS



135

1.1 TRABAJOS OPERATIVOS A REALIZARCE

Preventivas Ambientales

Desmonte y Apertura DDV

Excavaciones de Zanjas

Manipuleo y Distribución de Materiales

Tubos Revestidos

Distribución a lo largo del DDV

Curvado de Tubería

Espacio Confinado

Soldadura

Reparación de Soldaduras

Tintas Penetrantes

Modo y Tiempo de Secado de la Limpieza Previa

Pintado de Ductos con Pintura Epoxica

Inspección con Holiday

Tapado de la Tubería

1.2 Procedimiento de Prueba Hidrostática antes de la Puesta en Operación.

1.2.1 Ejecución

Se elaborará un perfil hidráulico detallado del tramo a probar, a efectos de

someter a la totalidad del tramo por lo menos a la presión mínima de prueba

especificada para la línea, en función de la presión de operación y sin sobrepasar

en los puntos más bajos la presión máxima de prueba especificada.

El perfil de la prueba debe contener como mínimo la siguiente información.

Longitud del tramo

Espesores de pared y tipo de material

Tiempo de estabilización una vez llenada la línea



136

Tiempo de prueba de resistencia

Tiempo de prueba de hermeticidad.

1.2.2 Limpieza, Calibración y Llenado.

Para efectuar el paso de la placa calibradora y el llenado correspondiente,

previamente la tubería debe estar limpia de sedimentos y suciedad provenientes

de los trabajos de montaje, limpieza que será ejecutado por etapas, con la

finalidad de verificar el grado de limpieza requerido, para ello se utilizan chanchos

de poliuretano y esponja.

Es importante que en el cabezal lanzador de chanchos para la limpieza y

calibración, sean instalados manómetros para el control de presión con rangos

adecuados a los equipos usados.

1.2.3 Limpieza

Esta actividad se inicia inyectando un volumen pequeño de agua (200 a 1000

litros) para lubricación, remoción y arrastre de sólidos, el mismo que será

empujado por un chancho de poliuretano, seguido de chanchos de cepillo y de

esponja, los mismos serán impulsados por aire a presión. El número y tipo de

chanchos y las veces de despacho serán repetidas según el estado y condición

de salida de cada corrida, por lo que se lanzará una segunda o tercera vez de ser

necesario hasta conseguir una limpieza aceptable y razonable.

1.2.4 Calibración

Se procede con la verificación de inexistencia de abollamientos, ovalizaciones o

reducciones de la sección interna de la cañería, para ello se debe pasar un

chancho calibrador de cubetas o platos, el mismo que debe ser lanzado con un

intervalo de 1000m aproximadamente después del lanzamiento de un chancho de

limpieza. Ambos impulsados por aire a presión el cual será regulado de tal forma



137

que no se aceleren demasiado y sus desplazamientos sean controlados. El

chancho calibrador debe estar provisto de un dispositivo sonoro que permita su

acompañamiento cuando se encuentre en movimiento, que normalmente es una

cadena fijada en la parte trasera del chancho previamente verificada en cuanto a

cantidad de eslabones.

La placa calibradora debe ser de acero al carbono SAE-1020 o de aluminio, con

un espesor mínimo de ¼” para caños con diámetros iguales o mayores a 6” y su

diámetro debe ser un 95% del diámetro interno mínimo del tramo.

1.2.5 Llenado

Para el llenado se debe utilizar una bomba de alto caudal y presión adecuada con

la finalidad de empaquetar el tramo antes de ejecutar la prueba hidrostática, para

ello ya deben estar instalados los cabezales, los chanchos de llenado y vaciado y

todos los accesorios necesarios para la ejecución de la actividad, además de

presentar el análisis químico del agua a ser empleada en la prueba, la misma

debe ser limpia y exenta de elementos agresivos a la tubería

1.2.6 Presurización de la Línea.

Una vez llenado y empaquetado el tramo con la máxima presión posible que

permita la bomba de llenado a utilizar (200 a 300 psi), se debe dejar la misma por

un lapso aproximado de 4 horas para su estabilización y homogeneización de

temperatura, verificando que los volúmenes de aire presentes estén dentro de lo

admisible, para después iniciar la operación de presurización correspondiente con

el equipo adecuado que en este caso es una bomba de recíproca de tres pistones.

Después de este periodo, se sugiere hacer una purga en los distintos puntos de

alivio.



138

1.2.7 Prueba Hidrostática.

Una vez verificado que el tramo no presenta inestabilidad en la presión de

empaquetado y que los volúmenes de aire calculados son admisibles, se inicia la

presurización utilizando la bomba correspondiente con un incremento aproximado

de 35 a 50 psi/minuto hasta llegar al 50% de la presión de prueba y se mantiene

en estas condiciones por un lapso de 4 horas, periodo en el cual se revisan los

tramos de cañería expuesta , la posible presencia de fugas en los accesorios

instalados y las lecturas en los manómetros, verificando la inexistencia de

variaciones garantizando de esta manera la ausencia de bolsones de aire y

perdidas en el tramo.

Concluida esta fase la presión debe ser elevada de forma moderada a una tasa

constante, aproximada entre 30 y 50 psi/minuto hasta el 75% de la presión de

prueba y ser mantenida por una hora. Una vez concluido este tiempo debe

retornarse al 100% de la presión y comienza a correr el periodo de prueba de

resistencia o prueba mecánica por un lapso de 4 horas.

Es importante que durante este periodo la presión este siempre por encima de la

presión mínima de prueba, por lo que se recomienda sobrepasarse en 50 psi de

este valor. En este caso existe una variación de temperatura y la presión de

prueba corra riesgo de descender por debajo de la presión de prueba podrá ser

despresurizada a una velocidad de aproximadamente 50 psi/minuto hasta llegar

nuevamente a la presión de prueba.

1.2.8 Equipos Necesarios para la Realización de la Prueba Hidráulica

Los instrumentos necesarios para la ejecución de la prueba, deben estar

debidamente certificados de acuerdo con las Normas y Procedimientos

específicos:



139

Registrador de Presión de 0 a 3000 psig

Registrador de Temperatura de 0 a 250 ºF

Manómetro que permita lecturas de prueba entre el 25% y 75% de su

rango

Termómetro para medición de temperatura del agua con rango de

0 a 250 ºF.

Termómetro para la medición de temperatura ambiente

Caudalímetro con características de caudal y presión adecuadas a los

Requerimientos de llenado.

1.2.9 Vaciado y Secado de la Línea

Para efectuar el vaciado de la línea, será necesario previamente contar con la

aceptación del lugar de descarga por parte de los propietarios, además del análisis

ocular del agua para demostrar que está en condiciones de ser vertida a campo

abierto, ya que al tratarse de una línea nueva, ésta no estará contaminada con

hidrocarburos, para ello la muestra podrá ser tomada antes de la presurización

una vez llenado el tramo.

Una vez concluido el vaciado se inicia el secado de la línea, para ello se usan

nuevamente los cabezales lanzadores y receptores de chanchos y se inicia esta

actividad lanzando en primer lugar un chancho de poliuretano para retirar agua

remanente y luego chanchos de esponja para el secado repitiendo según sea

necesario hasta eliminar el agua libre. La sección probada se considerara

satisfactoriamente seca cuando el chancho ya no escurra o lleve agua por delante.

ANEXOS 2

DISEÑO DE POZO

INYECTOR Y

TRANSPORTE DE CO2



141

Figura 18: Campo Humberto Suarez Roca



142

Figura 19: Campo HSR mapa estructural tope arena Sara

CABEZAL DEL POZO HSR-10 (POZO INYECTOR)

Sección A:

Cabeza de pozo Marca FMC OCT 13-3/8” Slip on x 13-5/8 3000 Psi. (R-57)

Brida de 13-5/8 con 2 Pernos retenedores (Tie down).

Alojamiento (bowl) para colgador de casing Perfil cilíndrico

Salidas laterales (S.L.) roscadas en 2” LP.

S.L. 1:1 Válv. Esclusa de 2” LP, 5000 Psi marca FMC OCT

S.L.2: Tapón Ciego 2” LP.

Altura: 0.457 mts.

Sección B:

Carretel intermedio Marca FMC OCT 13-5/8” 3000 Psi x 11” 3000 Psi. (R-53)



143

Empaquetadura secundaria energizable simple sello “X”

Preparado para recibir colgador de CSG de perfil cilíndrico. Brida con 2 pernos

retenedores.

2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24)

S.L. 1

: Brida ciega de 2-1/16” 5000 Psi

S.L. 2: Válvula esclusa 2-1/16” 5000 Psi FMC OCT + Bridas Compañeras 2-

1/16”x2” LP.

Altura 0.56 Mts.

Sección C

Carretel de producción Marca FMC OCT de 11” 3000 Psi x 7-1/16” 3000 Psi

(R-45)

Empaquetadura secundaria simple sello tipo “X”

Alojamiento para colgador de TBG perfil cónico. Con 4 pernos retenedores.

2 salidas laterales (S.L.) esparragadas 2-1/16” 5000 Psi. (R-24)

S.L.1: val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi + Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi

x 2 LP.

S.L.2: Val esclusa 2-1/16” FMC OCT 5000 Psi Brida compañera 2-1/16” 5000 Psi x

2 LP.

Altura 0.56 Mts.



144

Sección D

Armadura, OCT, MMA, MMA (Maestra sobreMaestras y pistoneo) 2-1/16” 5000

Psi. X 2-1/16” 5000 Psi. Válvula de ala (Wing) 2-1/16” 5000 Psi Marca W-K-M

Tee de producción esparragada de 2-1/16”. Caja porta edificio de 2-1/16” 5000

Psi marca CAMERON. Brida adaptadora preparada para alojar colgador de Tbg

del tipo cuello extendido marca CBC OCT.

Figura 20: Cabezal de pozo HSR-10(Pozo inyector)



145

Figura 21: Estado Sub-Superficial del pozo Inyector HSR-10



146

Figura 22: Temperature/bubble-point pressure of Co2 MMP Correlation (Yellin and Metcalfe)



147

Figura 23: Compressibility factors for CO2



148

Figura 24: Clase de localidad para diseño y construcción (B31,8)



149

Figura 25: Variación de viscosidad con temperatura



150

Tabla 31: Factor Básico de Diseño “F” (B31,8)

Tabla 32: Factor de junta longitudinal (B31,8)

Tabla 33: Factor de Disminución de Temp. "T" para tubería de acero (B31,8)

ANEXO 3

(COMPRESOR RECIPROCANTE)



152

Tabla 34: Propiedades físicas de componentes



153

Tabla 35: Capacidad molar de componentes

Gas Chemical formula

Mol wt Temperature

0°F 50°F 60°F 100°

F150°F 200°F 250°F 300°F

Methane CH4 16.043 8.23 8.42 8.46 8.65 8.95 9.28 9.64 10.01

Ethyne (Acetylene) C2H2 26.038 9.68 10.22 10.33 10.71 11.15 11.55 11.90 12.22

Ethene (Ethylene) C2H4 28.054 9.33 10.02 10.16 10.72 11.41 12.09 12.76 13.41

Ethane C2H6 30.070 11.44 12.17 12.32 12.95 13.78 14.63 15.49 16.34

Propene (Propylene) C3H6 42.081 13.63 14.69 14.90 15.75 16.80 17.85 18.88 19.89

Propane C3H8 44.097 15.65 16.88 17.13 18.17 19.52 20.89 22.25 23.56

1-Butene (Butlyene) C4H8 56.108 17.96 19.59 19.91 21.18 22.74 24.26 25.73 27.16

cis-2-Butene C4H8 56.108 16.54 18.04 18.34 19.54 21.04 22.53 24.01 25.47

trans-2-Butene C4H8 56.108 18.84 20.23 20.50 21.61 23.00 24.37 25.73 27.07

iso-Butane C4H10 58.123 20.40 22.15 22.51 23.95 25.77 27.59 29.39 31.11

n-Butane C4H10 58.123 20.80 22.38 22.72 24.08 25.81 27.55 29.23 30.90

iso-Pentane C5H12 72.150 24.94 27.17 27.61 29.42 31.66 33.87 36.03 38.14

n-Pentane C5H12 72.150 25.64 27.61 28.02 29.71 31.86 33.99 36.08 38.13

Benzene C6H6 78.114 16.41 18.41 18.78 20.46 22.45 24.46 26.34 28.15

n-Hexane C6H14 86.177 30.17 32.78 33.30 35.37 37.93 40.45 42.94 45.36

n-Heptane C7H16 100.204 34.96 38.00 38.61 41.01 44.00 46.94 49.81 52.61

Ammonia NH3 17.0305 8.52 8.52 8.52 8.52 8.52 8.53 8.53 8.53

Air 28.9625 6.94 6.95 6.95 6.96 6.97 6.99 7.01 7.03

Water H2O 18.0153 7.98 8.00 8.01 8.03 8.07 8.12 8.17 8.23

Oxygen O2 31.9988 6.97 6.99 7.00 7.03 7.07 7.12 7.17 7.23

Nitrogen N2 28.0134 6.95 6.95 6.95 6.96 6.96 6.97 6.98 7.00

Hydrogen H2 2.0159 6.78 6.86 6.87 6.91 6.94 6.95 6.97 6.98 Hydrogen

sulfide H2S 34.08 8.00 8.09 8.11 8.18 8.27 8.36 8.46 8.55

Carbon monoxide CO 28.010 6.95 6.96 6.96 6.96 6.97 6.99 7.01 7.03

Carbon dioxide CO2 44.010 8.38 8.70 8.76 9.00 9.29 9.56 9.81 10.05



154

Tabla 36: Relación del valor específico

Figura 26: Compressibility factor for lean, sweet natural gas.



155

Figura 27: Compressibility factors for natural at near atmosferic pressure. (Courtesy of GPSA)

ANEXOS 4

AEROENFRIADOR “GPSA”



157

Tabla 37: Coeficiente de transferencia global



158

Figura 28: Corrección del factor de LMTD

Figura 29: Fintube Data for 1-in.OD Tubes



159

Figura 30: Characteristics of tubing



160

Figura 31: Viscosity of Miscellaneous Gases-One Atmosphere



161

Figura 33: Friction factor for fluids flowing inside tubes



162

Figura 34: Pressure drop for fluids flowing inside tubes



163

Figura 35: Correction factor for fluid viscosity within the tubes



164

Figura 36: Physical property factor for hydrocarbon liquids



165

Figura 37: J Factor correlation to calculate inside film coefficient, ht



166

Figura 38: Air film coefficient

Figura 39: Air-density ratio chart



167

Figura 40: Air static-pressure drop



168

BIBLIOGRAFIA

1- AUTOR: Juan Antonio Sánchez A. Ramón Oliver Pujol TEMA: planta para la

recuperación de CO2 de los gases de combustión

2- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani

3- Ballard, D. ¨How to operate an amine plant. Hidrocarbon Processing, Vol.

45No. 4, 1996

4- libro: ingeniería de gas ¨característica y comportamiento de los

hidrocarburos¨ autores: Ramiro Pérez P y Marcías J. Martínez.

5- Libro: Gas Natural, 3era edición 2002, Autor: Luis Cáceres Graziani.

6- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción”

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7- Universidad de Carabobo, valencia Venezuela ¨Identificación de sistema y

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8- Engineering Data Book, volumen I y II ¨Hydrocarbon Treating¨ 2004

9- SENDA S.R.L. “Programa de Capacitación para operadores de producción”

CAPITULO: VII Separación.

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15- Suarez, José Luis “descripción del proceso planta de amina-intercambiador

de amina pobre/rica” pluspetrol, Bolivia. Santa cruz de la sierra 2008



169

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18- Marcías Martínez “Ingeniería del Gas, Principios y Aplicaciones “diseño

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19- Richard W. Greene ”Manual de Selección uso y Mantenimiento de

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20- PDVSA “manual de diseño de proceso compresores” 1996

21- Dr. Fernando Pino Morales “Concepto y Principio Básicos de los Medidores

de Gas Medición de Tasa de Flujo de gas Másico y Volumétrico” escuela de

Ingeniería de Petróleo UDO_MONAGAS

22- John Campbell “gas conditioning and processing-aerial coolers fans”

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23- GAS PIPELINE HYDRAULICS, E.Shashi Menon.

Documents

1.-TESIS Rev.9