UNIVERSIDAD DEL ISTMO
“APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA VCD A UN CAMPO
PETROLERO PARA LA SELECCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN ÓPTIMA”
TESIS PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
PRESENTA Juan Luis Aranjo Cartas
DIRECTOR DE TESIS Ing. Ángel Roberto Alamilla García
ASESOR EXTERNO
M.C. Iván Galván Yescas
Santo Domingo Tehuantepec, Abril de 2010.
Agradecimientos
Agradecimientos
A mis padres Juan José Aranjo Ordaz y Sonia Cartas Canseco por su apoyo incondicional.
A mis hermanos José Roberto, Ricardo Eli, Cinthya Coral y Said Yosimar.
A mis asesores M.C. Iván Galván Yescas e Ing. Ángel Roberto Alamilla García por sus consejos.
A mis profesores de la carrera de Ingeniería de Petróleos por sus enseñanzas.
A mis compañeros de la Universidad del Istmo por su amistad.
Al departamento de Instalaciones Superficiales de Producción del Instituto Mexicano del Petróleo por las facilidades otorgadas.
Índice
Página
Capítulo I. Introducción……………………………………………………………………..1
Resumen………………………………………………………………………………...............1
1.1 Introducción……………………………………………………………………….............2
1.2 Objetivos…………………………………………………………………………...............3
1.3 Justificación………………………………………………………………………..............4
1.4 Alcance……………………………………………………………………………………..5
Capítulo II. Producción de hidrocarburos………………………….……………………..6
Resumen………………………………………………………………………………...............6
2.1 Etapas de explotación de hidrocarburos……………………………………….............7
2.1.1 Producción primaria………………………………………………………………....7
2.1.2 Sistemas artificiales de producción………………………………………………....8
2.1.3 Recuperación secundaria y mejorada…………………………………………….13
2.2 Sistema integral de producción………………………………………………………...16
2.2.1 Flujo en el yacimiento……………………………………………………………….17
2.2.2 Flujo en tuberías……………………………………………………………………..19
2.2.2.1 Flujo monofásico………………………………………………………...........20
2.2.2.2 Flujo multifásico ………………………………………………………...........23
2.2.3 Flujo en estranguladores…………………………………………………………....30
2.3 Instalaciones superficiales de producción…………………………………….............32
2.3.1 Sistemas de recolección……………………………………………………..............33
2.3.2 Sistemas de transporte……………………………………………………………....34
2.3.3 Sistemas de procesamiento………………………………………………………....36
Capítulo III. Metodología VCD……………………………………………………..........40
Resumen………………………………………………………………………………............40
3.1 Antecedentes………………………………………………………………………….....41
Índice
Página
3.2 Etapas de la metodología VCD……………………………………………………........42
3.2.1 Visualización…………………………………………………………………............44
3.2.2 Conceptualización…………………………………………………………………...44
3.2.3 Definición……………………………………………………………………..............45
3.3 Sinergias en E&P………………………………………………………………….............46
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD……………………………...49
Resumen………………………………………………………………………………..............49
4.1 Descripción del campo petrolero……………………………………………………….50
4.2 Infraestructura de explotación existente……………………………………………….50
4.3 Perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90………………………..............52
4.4 Visualización. Identificación de escenarios de explotación………………………….58
4.4.1 Matriz de escenarios de pozos fluyentes…………………………………………..58
4.5 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización con la opción pozos fluyentes………………………………………………80
4.5.1 Conceptualización. Simulación de la red de transporte del campo A…............81
4.5.1.1 Modelado de la infraestructura de explotación actual……………………….81
4.5.1.2 Modelado de la infraestructura de explotación futura…………………….....85
4.5.2 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para la opción pozos fluyentes………………………………………………………………............87
4.6 Análisis económico de los escenarios más factibles para la opción pozos fluyentes………………………………………………………………………………………107
4.7 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas artificiales de producción...............................................................................................................................109
4.8 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria…………………………………………………………………………….............122
4.9. Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización para la opción sistemas artificiales de producción……………….............129
Índice
Página
4.10 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en visualización para la opción sistemas de recuperación secundaria…………………….138
4.11 Análisis económico de los escenarios más factibles para sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria……………………………………...142
4.12 Definición. Consideraciones generales de la ingeniería básica de los escenarios seleccionados………………………………………………………………………………....144
4.12.1 Bases de usuario………………………………………………………………….....144
4.12.2 Automatización y control……………………………………………………….....148
4.12.3 Seguridad Industrial y protección ambiental…………………………………....149
Capítulo V. Resultados……………………………………………………………..............151
5.1 Resultados…………………………………………………………………………..........152
5.1.2 Pozos fluyentes……………………………………………………………................152
5.1.3 Sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria…………………………………………………………………………………....153
Conclusiones………………………………………………………………………………...155
Índice de tablas……………………………………………………………………………...157
Índice de figuras………………………………………………………………………….....159
Referencias…………………………………………………………………………………..161
Capítulo I. Introducción
1
Capítulo I. Introducción
Resumen
En este capítulo se definen los objetivos, la justificación y el alcance del presente
trabajo de tesis. Como introducción se muestra un panorama general de la
problemática que existe en la industria petrolera para administrar proyectos de
explotación de hidrocarburos, se plantea además el nuevo enfoque que la
industria ha adquirido, en el cual, cada disciplina trabaja en forma coordinada y
que se beneficia con la adopción y aplicación de metodologías de planeación y
administración de proyectos tales como la metodología VCD.
Capítulo I. Introducción
2
1.1 Introducción.
El desarrollo de un campo petrolero es de los proyectos que más requieren de
inversión de capital en el mundo moderno de los negocios. El objetivo de las
empresas petroleras es maximizar sus ganancias, sin embargo en un clima
comercial competitivo, resulta prácticamente imposible generar beneficios
económicos sin que exista cierta exposición al riesgo. El grado de riesgo se puede
reducir gracias a la información que proporcionan los avances tecnológicos que se
han generado en el área de Exploración y Producción (E&P), por ejemplo, los
levantamientos sísmicos 3D, la simulación numérica de yacimientos, entre otros
estudios.
En la industria petrolera convergen varias disciplinas, las más importantes para el
área de E&P, son la Geofísica, la Geología, la Ingeniería de Yacimientos, la
Ingeniería de Perforación, la Ingeniería de Instalaciones y la Ingeniería
Económica.
Tradicionalmente la industria petrolera ha administrado sus proyectos de
explotación bajo un enfoque que sigue una trayectoria de trabajo secuencial, en el
cual, cada disciplina evalúa el campo petrolero desde su particular punto de vista,
es decir, trabaja en forma aislada, por tanto, este enfoque es incapaz de modelar
todos los componentes del sistema de producción (desde el yacimiento hasta las
instalaciones superficiales) en forma simultánea [1] . Como consecuencia, los
ingenieros no toman en consideración todos los escenarios de explotación
potenciales, lo que a menudo se traduce en toma de decisiones no óptimas,
además se tiene el inconveniente del tiempo para pasar del análisis de una
disciplina a otra, que puede llevar meses e incluso años.
En años recientes han aparecido nuevas metodologías para la administración de
yacimientos, entre ellas, destaca la metodología FEL, “Front End Loading”, por sus
siglas en inglés, en los países de habla hispana la metodología lleva por nombre
VCD (visualización, conceptualización y definición).
Capítulo I. Introducción
3
La metodología VCD implica la creación de un grupo de trabajo multidisciplinario
que desempeñe sus actividades en forma coordinada desde el principio del ciclo
de vida de los proyectos de explotación, basado en tecnologías para análisis de
escenarios con métodos estocásticos, tecnologías de optimización y aplicación de
estándares industriales de E&P principalmente.
Cada disciplina, de acuerdo a sus roles y responsabilidades, plantea escenarios y
los evalúa, pero la decisión final acerca de cuál es la mejor estrategia de
explotación de un campo, es decir, el plan de ejecución del proyecto la toma el
grupo multidisciplinario de trabajo.
En el presente trabajo se desarrollará un estudio VCD, desde el punto de vista del
área de instalaciones de producción, con el fin de seleccionar la infraestructura de
explotación óptima de un campo petrolero. Se plantearán los escenarios
potenciales para el manejo de la producción del campo y, en base a un análisis
técnico-económico se seleccionará el escenario óptimo y, por ende, la
infraestructura de explotación óptima que requiere el campo.
El objeto de estudio del área de instalaciones de producción es el sistema integral
de producción, que contempla, principalmente, los sistemas de transporte y
recolección de hidrocarburos y el proceso de separación de los fluidos producidos.
1.2 Objetivos
Objetivo general
Implementar la metodología VCD a un campo petrolero, desde el punto de vista
del área de instalaciones de producción, para seleccionar la infraestructura de
explotación óptima para el manejo de la producción y obtener su diseño
conceptual, en cada una de las etapas de explotación por las que pasa un
yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de producción y recuperación
secundaria, apoyado en el simulador de flujo multifásico en tuberías Pipephase 9.2
de la compañía Invensys.
Capítulo I. Introducción
4
Objetivos específicos
• Realizar la descripción de las etapas del proceso de explotación por las que
pasa un yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de producción y
recuperación secundaria y mejorada.
• Describir los conceptos y ecuaciones básicas que modelan el flujo de
hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.
• Identificar los escenarios de explotación potenciales, así como los riesgos
inherentes a cada escenario.
• Evaluar técnica y económicamente cada uno de los escenarios factibles y
seleccionar el escenario de explotación óptimo.
• Realizar una descripción en forma general de los aspectos a considerar
durante la ejecución del proyecto, como son: bases de usuario para la
construcción de la infraestructura, automatización y control, seguridad
industrial y protección ambiental.
1.3 Justificación
Un gran número de empresas petroleras enfrentan problemas al momento de
administrar sus proyectos, algunos de los problemas más comunes son:
• Los estimados de costos y tiempos de ejecución generados en la
planeación que difieren de los costos y tiempos de ejecución reales.
• Las actividades ejecutadas no están en el plan de ejecución del proyecto.
• Riesgos encontrados en las fases de ejecución y operación del proyecto.
Estos problemas ocurren porque se evalúan escenarios sin opciones y además no
se consideran las interdependencias entre los componentes del subsuelo con los
de la superficie. Al ser los montos de inversión en la industria petrolera tan
grandes, estos problemas reducen notablemente la rentabilidad de los proyectos e
incluso pueden generar grandes pérdidas económicas para las empresas.
La metodología VCD fundamenta su aplicación en que la creación de valor se
encuentra al inicio, durante el periodo de análisis intelectual de los proyectos y no
Capítulo I. Introducción
5
durante su ejecución y operación. Cuando este análisis intelectual es bien
desarrollado se obtienen mejoras en los índices de costos, cronograma de
ejecución y desempeño operacional. Por esto, es fundamental para el ingeniero
involucrado con el área de instalaciones de producción de hidrocarburos
comprender el procedimiento y los criterios de la metodología VCD aplicada a la
selección y diseño de infraestructura de explotación de hidrocarburos.
1.4 Alcance
Para el presente estudio de aplicación de la metodología VCD, el alcance fue
planteado hasta la selección del mejor escenario de explotación, en la etapa de
conceptualización.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
6
Capítulo II. Producción de
hidrocarburos.
Resumen
En este capítulo se muestran los fundamentos de la producción de hidrocarburos en
cada una de las etapas de explotación por las que pasa un campo. De igual manera se
describen los principales sistemas artificiales de producción y algunos conceptos y
definiciones básicas acerca del sistema integral de producción que nos permiten
comprender el fenómeno del flujo de hidrocarburos del yacimiento hacia la superficie.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
7
2.1 Etapas de explotación de hidrocarburos
Las operaciones de recuperación de petróleo han sido subdivididas tradicionalmente en
tres etapas: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. Históricamente, estas etapas
describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica, esto no
siempre se cumple, ya que en ocasiones las operaciones de producción no se llevan a
cabo en el orden especificado.
2.1.1 Producción primaria
La producción primaria resulta de la utilización de las fuentes de energía natural
presentes en los yacimientos para el desplazamiento de los hidrocarburos hacia los
pozos. A esta etapa se le conoce también como de flujo natural. Las fuentes de energía
natural están representadas por el o los mecanismos de empuje presentes en el
yacimiento, el comportamiento de los fluidos en el yacimiento esta determinado en gran
medida por el mecanismo de empuje.
Existen básicamente seis tipos de mecanismo de empuje que proporcionan la energía
necesaria para la recuperación de hidrocarburos en la etapa de producción primaria [2] :
• Empuje por expansión del sistema roca-fluidos.
• Empuje por gas en solución.
• Empuje por expansión del casquete de gas.
• Empuje hidráulico.
• Empuje por segregación gravitacional.
• Empuje combinado.
En la etapa de producción primaria a los pozos se les llama pozos fluyentes, que desde
el punto de vista de producción, se definen como los pozos que son capaces de vencer
las caídas de presión a través de la trayectoria de flujo desde el yacimiento hasta las
instalaciones superficiales de producción con la energía propia del yacimiento [3] . Los
elementos que representan caídas de presión en dicha trayectoria de flujo son: el medio
poroso, la tubería de producción, el estrangulador y la línea de descarga.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
8
Debido a la extracción de fluidos ocurre el proceso de depletación, es decir, la presión
del yacimiento declina a causa de la explotación constante de hidrocarburos. Cuando la
presión natural de un yacimiento no es suficiente para que el pozo fluya o el gasto de
producción deseado sea mayor que lo que la energía del yacimiento puede aportar, es
necesario recurrir a algún Sistema Artificial de Producción (SAP) que proporcione la
energía para llevar los hidrocarburos a la superficie. Típicamente solo el 10% del
petróleo original en el lugar se produce durante la etapa de recuperación primaria [4].
2.1.2 Sistemas artificiales de producción
Existen varias técnicas disponibles para asistir en el levantamiento de los fluidos a la
superficie. Todas estas técnicas en su conjunto reciben el nombre de sistemas
artificiales de producción.
Los SAP son equipos adicionales a la infraestructura de un pozo, que suministran
energía adicional a los fluidos producidos por el yacimiento desde una profundidad
determinada. El propósito de los SAP es mantener una presión de fondo baja de tal
modo que la formación pueda aportar el gasto de producción deseado [5] .
La instalación de los sistemas artificiales de producción, obedece a razones
económicas y técnicas. Antes de instalar un sistema artificial de producción es
conveniente hacer un estudio económico que compare todos los sistemas artificiales
bajo las siguientes premisas: inversión inicial, vida útil del sistema, costos de operación,
producción esperada, costos y duración de intervenciones a pozos, producción diferida
por intervenciones y estadística de fallas de los sistemas.
Los principales sistemas artificiales de producción son:
• Bombeo Neumático. • Bombeo Mecánico. • Bombeo Electrocentrífugo. • Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. • Bombeo Hidráulico.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
Bombeo Neumático (BN).
para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido.
de los pozos en México que utilizan algún
este sistema [6] . El gas inyectado
fluido y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión de
mayor cantidad de fluidos hacia el fondo del pozo. El
de levantamiento de fluidos donde se utiliza gas a una presión relativamente alta (250
lbf/in2 mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico
El sistema de bombeo neumático requiere de equipo superficial y e
Los elementos principales que conforman e
2.1):
• Suministro de gas. • Red de B.N. y compresor a boca de pozo. • Medición y control de la inyección de gas. • Válvulas de inyección y m• Separación de gas y aceite.• Medición de los fluidos producidos.
Figura
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
El bombeo neumático proporciona energía artificial al pozo
para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido.
de los pozos en México que utilizan algún sistema artificial de producción operan con
inyectado provoca que disminuya la densidad de la columna
y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión de
mayor cantidad de fluidos hacia el fondo del pozo. El bombeo neumático es un método
de levantamiento de fluidos donde se utiliza gas a una presión relativamente alta (250
mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico
eumático requiere de equipo superficial y e
Los elementos principales que conforman el sistema de bombeo n
Red de B.N. y compresor a boca de pozo. Medición y control de la inyección de gas. Válvulas de inyección y mandriles. Separación de gas y aceite. Medición de los fluidos producidos.
2.1 Esquema de bombeo neumático [6] .
9
eumático proporciona energía artificial al pozo
para producir mediante la inyección de gas por debajo de la columna de fluido. El 40%
roducción operan con
la densidad de la columna de
y reduce la presión de fondo, permitiendo a la presión del yacimiento mover
eumático es un método
de levantamiento de fluidos donde se utiliza gas a una presión relativamente alta (250
mínima) como medio de aligeramiento a través de un proceso mecánico [5] .
eumático requiere de equipo superficial y equipo subsuperficial.
bombeo neumático son (fig.
.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
10
El gas inyectado mueve el fluido hasta la superficie por una de las siguientes causas o
su combinación:
• Reduciendo la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación por la disminución de la densidad del fluido.
• Expansión del gas inyectado y el desplazamiento de fluido. El grado que alcance cada uno de estos mecanismos afectará el gasto de producción
del pozo, los cuales a su vez dependerán del método de bombeo neumático aplicado.
El bombeo neumático puede clasificarse como: bombeo neumático continúo y bombeo
neumático intermitente.
El bombeo neumático continuó se basa en la inyección constante de gas en el pozo
productor a través de una válvula de fondo, tal como se observa en la fig. 2.1. La
instalación puede ser diseñada de tal forma que permita la inyección de gas, ya sea en
el espacio anular o bien, en el interior de la tubería de producción. La columna de fluido
por encima del punto de inyección es aligerada por la aereación causada por la relativa
baja densidad del gas. La disminución resultante en la presión de fondo causa un
incremento en el gasto de producción.
El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado
volumen de aceite, impulsado por el gas que se inyecta a alta presión. El gas propulsor
puede ser inyectado en un sólo punto bajo la columna del fluido o bien, en puntos
múltiples de inyección, un regulador en la superficie controla el tiempo de cada ciclo de
inyección- producción [7] .
Existen diversos tipos de válvulas que se emplean en las operaciones de bombeo
neumático. La principal función de estas válvulas es la de controlar la cantidad de gas
que se inyecta para levantar la columna de fluido hacia la superficie. Generalmente
estas se distinguen por su sensibilidad a las presiones de cierre o apertura, tanto en la
tubería de revestimiento como en la tubería de producción. Las válvulas comúnmente
empleadas son: válvulas operadas por presión, válvulas operadas por fluidos y válvulas
reguladoras.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
11
Bombeo Mecánico (BM). Este sistema consiste en instalar en el fondo de la tubería de
producción una bomba subsuperficial, la cual succiona el aceite debido al movimiento
reciprocante de un embolo que se desplaza en forma ascendente y descendente en el
interior de la bomba al ser puesto en operación desde la superficie por medio de un
mecanismo conocido como unidad de bombeo mecánico. La unidad de bombeo
mecánico trabaja con la energía proporcionada por un motor eléctrico o de combustión
interna. El sistema de bombeo mecánico es recomendable emplearlo en pozos que
presentan las siguientes características:
• Pozos con producción de aceites viscosos. • En pozos desviados. • Pozos alejados de instalaciones de inyección de gas o energía eléctrica. • Pozos en zonas urbanas (por seguridad). • En pozos con profundidades someras (menores de 2500 metros).
Bombeo Electrocentrífugo (BEC). Consiste de una bomba centrifuga multietapa
localizada en alguna posición en el fondo del pozo, generalmente como parte integral
del aparejo de producción [8] . El sistema de bombeo electrocentrífugo es de los más
empleados a nivel mundial después del bombeo neumático y mecánico.
El sistema de bombeo opera sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el
extremo de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de los
disparos. En su diseño es importante determinar principalmente el tamaño y número de
etapas que se requieren en la bomba y la potencia del motor. Un equipo de bombeo
electrocentrífugo tiene una vida media de 4 años.
Los componentes principales de una unidad de bombeo electrocentrífugo son:
• Motor eléctrico. • Protector. • Bomba centrífuga multietapas. • Separador de gas. • Cable eléctrico. • Tablero de control. • Transformador.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
12
El sistema de BEC cuenta además con otros accesorios para asegurar una buena
operación, como son: flejes para cable, válvula de drene, válvula de contrapresión,
centralizadores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos
para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable.
El motor eléctrico y la bomba centrifuga multietapas están acopladas al mismo eje. La
electricidad es llevada desde la superficie hasta la profundidad de colocación del equipo
subsuperficial a través del cable eléctrico. El sistema es energizado y manipulado
desde el tablero de control situado en la superficie, como se muestra en la fig. 2.2.
Figura 2.2 Unidad de bombeo electrocentrífugo [7] .
Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. El aparejo de cavidades progresivas opera
sumergido en el fluido del pozo, suspendido en el extremo inferior de la tubería de
producción. El aparejo es impulsado desde la superficie por varillas de succión con
movimiento giratorio vertical impuesto a través de un sistema de transmisión
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
13
apropiadamente conectado a la fuente de potencia por medio de poleas, bandas y
masas.
Adicionalmente, un conjunto de mecanismos de relojería, interruptores y fusibles,
permiten controlar el sistema. La bomba es de tipo volumétrico o de desplazamiento
positivo, consta esencialmente de dos engranajes helicoidales interiores entre sí, el
rotor, la pieza interna y el estator, la pieza externa.
El equipo subsuperficial de una unidad de bombeo rotatorio de cavidad progresiva está
compuesto por el conjunto estator-rotor y las varilla de succión. Los componentes del
equipo superficial son: estopero, varilla pulida, reductor de engranes, motor eléctrico y
tablero de control.
En el interior del estator gira el rotor impulsado desde la superficie por varillas de
succión convencionales. Este movimiento genera cavidades, de tal manera que el fluido
que llega a la primera cavidad es inmediatamente impulsado desde la succión hasta la
descarga creando la acción de bombeo.
Bombeo Hidráulico (BH). Los sistemas de bombeo hidráulico transmiten su potencia
mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este
fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba
subsuperficial que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho
fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la
superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son el agua y crudos livianos.
El sistema de bombeo hidráulico se clasifica en bombeo hidráulico tipo pistón y bombeo
hidráulico tipo jet. El bombeo hidráulico es uno de los sistemas de levantamiento
artificial menos aplicados actualmente.
2.1.3 Recuperación secundaria y mejorada
La recuperación secundaria es la técnica de producción de hidrocarburos en el cual se
inyecta gas o agua con la finalidad de mantener la presión del yacimiento. Estimaciones
generales muestran que en la etapa de recuperación secundaria se recupera del 20 al
40 % del petróleo original en el yacimiento [4] . Generalmente el método de
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
14
recuperación secundaria seleccionado se aplica después de la producción primaria,
pero puede implementarse durante la etapa de producción primaria.
Inyección de Agua. Es el método más utilizado en la recuperación secundaria. Es
necesario tomar en cuenta diversos factores entre los que destacan los siguientes:
calidad y cantidad del agua de inyección, propiedades de los yacimientos y disposición
final del agua.
De acuerdo a la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se
puede llevar a cabo en dos formas diferentes [9] :
• Inyección periférica o externa. • Inyección en arreglos o dispersa.
La inyección periférica o externa consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo,
en los flancos del yacimiento. El agua se inyecta en el acuífero asociado al yacimiento.
La inyección en arreglos o dispersa se refiere a la inyección de agua dentro de la zona
de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo y gas) del
volumen invadido hacia los pozos productores.
Para sistemas de inyección de agua a yacimientos “costa afuera” la principal fuente de
captación es el agua de mar, que por sus altos contenidos de sales, es necesario
tratarla previamente con tecnologías capaces de eliminar esas sales minerales
disueltas, y así, evitar posibles daños al yacimiento.
Inyección de Gas. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos
generales [9] :
• inyección de gas interna o dispersa. • inyección de gas externa.
La inyección de gas interna o dispersa se refiere a la inyección de gas dentro de la zona
de petróleo, se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución.
El gas emerge junto con el petróleo al poco tiempo de ser inyectado.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
15
La inyección de gas externa consiste en la inyección de gas en la cresta de la
estructura donde se encuentra el casquete de gas. Por lo general, se lleva a cabo en
yacimientos con segregación gravitacional.
Recuperación Mejorada. Los métodos de recuperación mejorada también llamados
métodos de recuperación terciarios o métodos EOR (por sus siglas en inglés Enhanced
Oil Recovery), se utilizan generalmente para desplazar petróleo adicional después de
que los procesos de recuperación primaria y secundaria se vuelvan no rentables. Se les
define como un esquema de recuperación que emplea la inyección de fluidos que
normalmente no están presentes en el yacimiento [4] .
Los costos por barril de los métodos de recuperación mejorada son considerablemente
mayores que los costos de las técnicas de recuperación convencionales, por lo tanto, la
aplicación de los métodos EOR es generalmente mucho más sensible al precio del
petróleo.
Los métodos de recuperación mejorada pueden dividirse en cuatro tipos básicos [10] :
• Inyección de vapor. Consiste en inyectar vapor en el yacimiento para reducir la
viscosidad del petróleo y hacer que fluya más fácilmente.
• Combustión in situ. Al igual que la inyección de vapor, es un proceso térmico. La
combustión de las fracciones ligeras del petróleo es sostenida por la inyección
continua de aire.
• Proceso de desplazamiento miscible. Es un proceso en el cual un fluido miscible
(solvente) en el petróleo a las condiciones de presión y temperatura del
yacimiento, es inyectado al yacimiento para desplazar el petróleo. Los solventes
más utilizados son dióxido de carbono, metano y nitrógeno.
• Inyección de polímeros. Esta técnica involucra la adición de polímeros al agua de
inyección para aumentar su viscosidad, con esto se incrementa la eficiencia de
desplazamiento y se mejora la movilidad del petróleo remanente.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
16
2.2 Sistema integral de producción
El sistema integral de producción es el conjunto de elementos que transporta los fluidos
del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los
envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización (ver fig. 2.3).
Asimismo, un sistema integral de producción puede ser relativamente simple o puede
incluir muchos componentes.
Los elementos básicos de un sistema de producción son [11] :
• Yacimiento.
• Pozo.
• Línea de descarga.
• Cabezal de recolección.
• Separadores y equipo de proceso.
• Instrumentos de medición.
• Tanques de almacenamiento.
Figura 2.3 Sistema integral de producción [12] .
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
17
2.2.1 Flujo del yacimiento al pozo
Se entiende por yacimiento la porción de una trampa geológica que contiene
hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente.
Los hidrocarburos que ocupan los poros de la roca almacén, se encuentran a alta
presión y temperatura, debido a la profundidad en que se encuentra la zona productora.
El yacimiento es uno de los componentes más importantes del sistema integral de
producción. En el yacimiento la pérdida de presión se encuentra en un rango de 10 a 30
% del total [13] . En consecuencia, el flujo hacia el pozo depende de la caída de presión
en el yacimiento, es decir, la presión del yacimiento menos la presión de fondo fluyendo
(Pws – Pwf). La relación entre el gasto y la caída de presión en el medio poroso es muy
compleja y depende de parámetros tales como propiedades de los fluidos, propiedades
de las rocas, saturación de los fluidos, daño a la formación, turbulencia y mecanismos
de empuje.
El análisis del flujo de fluidos del yacimiento al pozo o comportamiento de afluencia se
basa en dos procedimientos: el índice de productividad y la ecuación de Darcy. El
comportamiento de afluencia representa la capacidad del yacimiento para aportar
fluidos a un pozo, es decir, indica la respuesta del yacimiento a un abatimiento de
presión en el pozo productor. Conociendo el comportamiento de afluencia se tendrá una
idea más precisa de la capacidad de producción de los pozos, sean estos de aceite o
de gas y recaerá en el mejor conocimiento del gasto de producción con el cual se
deberá explotar el yacimiento para extender la vida fluyente de éste.
Para yacimientos de aceite bajosaturados, es decir, aquellos yacimientos cuya presión
este por encima de la presión de saturación (Pb) y solo está presente la fase líquida, la
formulación del índice de productividad (J o IP) para la modelación del comportamiento
de afluencia muestra buenos resultados. En este modelo se supone que el gasto es
directamente proporcional al abatimiento de presión entre el yacimiento y la vecindad
del pozo. A la constante de proporcionalidad de esta relación se le llama índice de
productividad.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
18
� = �� = ���� − ��� … … … … … … … … (1)
Donde:
� = �� = Índice de productividad [bls/dia @ c.s. /lbf/in2].
�� = Gasto de aceite [bls/dia @ c.s.].
�� = Presión de fondo estática, presión promedio del yacimiento [lbf/in2].
��� = Presión de fondo fluyendo [lbf/in2].
Para yacimientos de aceites saturados, cuando la ��� es menor que la presión de
saturación �� , existe flujo de dos fases en el yacimiento, en este caso, la ecuación (1)
ya no se cumple. El índice de productividad se convierte en relación de comportamiento
de afluencia (IPR) y se define como el ritmo del cambio del gasto de producción con el
abatimiento de presión, es decir, el comportamiento de una curva definida como:
� = ��� = ������� … … … … … … … … … (2)
Solamente ecuaciones empíricas están disponibles para modelar el comportamiento de
afluencia de yacimientos de dos fases. De los modelos más usados en la industria son
la ecuación de Vogel y la ecuación de Standing.
Vogel (1968) propuso la siguiente expresión para predecir el comportamiento de
afluencia para pozos produciendo con empuje de gas disuelto, usando una gráfica
normalizada, con presiones y gasto adimensionales [11] .
�����á� = 1 − 0.2 ������ � − 0.8 ������ �� … … … … … . (3)
Donde:
���á� = Gasto máximo que puede aportar el pozo o potencial del pozo [bls/dia @ c.s.].
La aplicación del método es muy simple, solo se necesita una prueba de producción
para obtener valores de presión de fondo fluyendo ��� contra gasto de aceite ��, así
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
19
como la presión de fondo estática ��. La ecuación (3) solo es aplicable para eficiencias
de flujo (��) igual a 1.
Standing (1971) presentó una familia de curvas, en adición a las de Vogel para
diferentes valores de �� [14] . Standing define a la �� como:
�� = ΔP"#$%&Δ�'()* = �� − ��� − Δ��� − ��� … … … … … … . (4)
Δ�,: representa la caída de presión por daño a la formación.
La ecuación de Standing para la determinación de la curva de comportamiento de
afluencia queda de la siguiente forma:
�����á� = 1 − 0.2 -�′���� / − 0.8 -�′���� /�
… … … … … . (5)
Donde: �′�� = �� − 1�� − ���2�� … … … … … … … … . (6)
Del método de Standing es factible obtener:
• El gasto máximo posible para pozos con o sin daño, o bien, estimulados.
• El gasto para cualquier ��� y diferentes valores de ��.
• La curva de IPR para pozos dañados, estimulados o sin daño.
Otros de los modelos del comportamiento de afluencia son la ecuación de Fetkovich, el
método de la curva generalizada propuesta por Patton y Golan, la ecuación de Zhang,
entre otros [11,15] .
2.2.2 Flujo en tuberías
Una vez que se establece la conexión entre el yacimiento y la superficie, es decir, ya que
se ha perforado el pozo, los fluidos aportados por el yacimiento viajan a través de
tuberías (verticales, horizontales e inclinadas) hasta llegar a los separadores y tanques
de almacenamiento. Por tal razón, es necesario contar con una ecuación que describa el
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
20
comportamiento de los fluidos en función de las caídas de presión existentes a lo largo de
la trayectoria de flujo.
El flujo en un pozo productor puede ser monofásico o multifasico, en la gran mayoría de
los pozos el flujo es multifasico, con al menos dos fases (gas y liquido) presentes. Pocos
pozos productores y casi todos los pozos inyectores experimentan flujo de una sola fase
[7] .
2.2.2.1 Flujo monofásico
El flujo monofásico de aceite en un pozo productor se presenta solamente cuando la
presión a la cabeza del pozo está por encima de la presión de punto de burbuja del
aceite, lo cual generalmente no es la realidad [15] . Sin embargo, es conveniente empezar
con el flujo monofásico líquido para establecer el flujo de fluidos en pozos donde
generalmente domina el flujo multifásico.
La ecuación del balance energía se fundamenta en el principio de conservación de la
energía, el cual establece que un fluido con flujo en régimen permanente, al abandonar
una parte de un sistema, lo hace con una energía igual a aquella con la que entró, más el
trabajo suministrado a dicho fluido o menos el cedido por éste.
Considerando un fluido que viaja del punto 1 al punto 2 en una tubería de longitud L y
altura ∆z (fig. 2.4). La primera ley de la termodinámica para un fluido incompresible y un
sistema donde el trabajo externo es cero, conduce a la siguiente ecuación para la caída
de presión, conocida como ecuación de Bernoulli:
∆� = �1 − �2 = 556 7∆8 + 7
256 ∆:� + 2;<7:�=56> … … … . . (7)
Donde:
∆� = Caída de presión a través de la tubería [lbf/ft2].
�1 = Presión en el punto 1 [lbf/ft2].
�2 = Presión en el punto 2 [lbf/ft2].
5 = Aceleración de la gravedad [32.17 ft/s2].
56 = Factor de conversión [32.17 lbm-ft/lbf-s2].
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
21
7 = Densidad del fluido [lbm/ft3].
∆8 = incremento de elevación [ft].
: = Velocidad del fluido [ft/s].
;< = Factor de fricción de Fanning.
= = Longitud de la tubería [ft].
> = Diámetro interno de la tubería [ft].
Figura 2.4 Esquema de flujo a través de una tubería [15] .
El primero, segundo y tercer término del lado derecho de la ecuación (7) representan
las pérdidas de presión debido a cambios en elevación, la aceleración y la fricción,
respectivamente. A la ecuación (7) se le acostumbra escribir de las siguientes formas:
Δ�Δ= = 7 5Δ8
56Δ= + 7 Δ:�256Δ= + 2;<7:�
56> … … … … … … . (8)
@Δ�Δ=AB = @Δ�
Δ=A( + @Δ�Δ=A)6 + @Δ�
Δ=A� … … … … … . (9)
Donde:
DEFEGHB = Pérdida de presión total [lbf/ft
2 / ft].
DEFEGH( = Pérdida de presión por elevación [lbf/ft
2 / ft].
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
22
DEFEGH)6 = Pérdida de presión por aceleración [lbf/ft
2 / ft].
DEFEGH� = Pérdida de presión por fricción [lbf/ft
2 / ft].
El flujo monofásico en tuberías horizontales se describe por las mismas ecuaciones que
para flujo monofásico vertical, pero con la simplificación que la caída de presión por
elevación es cero. Si el fluido es incompresible y el diámetro de la tubería es constante,
la caída de presión por aceleración es también cero [7] .
El flujo monofásico puede ser caracterizado como laminar o turbulento, dependiendo
del valor de un grupo adimensional, el número de Reynolds, que es la relación de las
fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas de un fluido en movimiento. Para flujo en un
conducto circular, el número de Reynolds en unidades de campo está dado por:
IJ( = 1.48�7>K … … … … … … … . (10)
Donde:
IJ( = Número de Reynolds.
� = Gasto del fluido [bls/dia].
ρ = Densidad del fluido [lbm/ft3].
> = Diametro interno de la tubería [in].
µ = Viscosidad del fluido [cp].
El factor de fricción de Fanning ;< para flujo laminar es una función del número de
Reynolds, mientras que en flujo turbulento el factor de fricción depende del número de
Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
23
2.2.2.2 Flujo multifásico
Además del aceite, la mayoría de los pozos productores de aceite producen una cierta
cantidad de gas, agua y algunas veces arena. Estos pozos reciben el nombre de pozos
multifásicos. En un pozo de aceite, generalmente se alcanza un punto en la trayectoria de
flujo en donde la presión este por debajo de la presión de punto de burbuja, por lo tanto,
el gas disuelto se libera, y a partir de ese punto hasta la superficie ocurre el flujo
multifásico.
En términos de la industria petrolera, el flujo multifásico se refiere al flujo simultáneo de
dos o más fases distintas en pozos, tuberías y equipos de proceso. Las mezclas
multifasicas más comunes son las mezclas líquido-líquido-gas, como aceite-agua-gas. El
flujo bifásico es el caso más sencillo de flujo multifásico. El flujo bifásico se define como el
flujo simultaneo de una mezcla heterogénea, es decir, se presentan dos fases con
propiedades físicas distintas, separadas por una interfase definida.
La diferencia fundamental entre flujo monofásico y multifásico consiste en la existencia de
diferentes distribuciones geométricas de las fases que ocupan el área transversal de la
tubería en el flujo multifásico, esta distribución geométrica se conoce como patrones o
regímenes de flujo.
Debido a la diferencia entre las propiedades y las velocidades de desplazamiento de las
fases, existen patrones de flujo distintos. Para flujo vertical existen cuatro patrones de
flujo: flujo burbuja, flujo bache, flujo anular-bache y flujo anular.
Para flujo horizontal se tienen seis patrones de flujo: flujo estratificado, flujo ondulado,
flujo anular, flujo bache, flujo burbuja y flujo niebla. Los patrones de flujo antes
mencionados se muestran en la figura 2.5.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
24
Figura 2.5 Patrones de flujo bifásico en tuberías horizontales y verticales [14] .
Los patrones de flujo mostrados en la figura 2.5 se describen a continuación [16] :
• Flujo estratificado. El líquido y el gas fluyen en capas totalmente separadas, por
gravedad, el líquido ocupa la parte baja de la tubería, debido a lo anterior no
existe flujo estratificado para tuberías verticales.
• Flujo ondulado. El gas fluye en la parte superior de la tubería a una velocidad tal
que se alcanzan a formar ondas de líquido en la interfaz líquido-gas. Este patrón
de flujo no se presenta en tuberías verticales.
• Flujo anular. El líquido fluye en un anillo continuo en la pared de la tubería, el gas
fluye en el centro del anillo.
• Flujo bache. Conocido en inglés como slug, se forma un flujo intermitente de gas
y líquido en el cual, con cierta frecuencia fluye una burbuja de gas y
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
25
posteriormente un bache o tapón de líquido, en este patrón de flujo se presentan
oscilaciones de presión y flujo.
• Flujo burbuja. En este patrón de flujo existen burbujas de gas dispersas en el
líquido.
• Flujo niebla. En este patrón de flujo el gas arrastra gotas de líquido.
En el análisis de problemas asociados al flujo multifásico a través de tuberías es
necesario conocer y entender el significado físico de un conjunto de parámetros
asociados que permitan comprender la fenomenología que ocurre y familiarizarse con el
flujo de fluido multifásico. A continuación se explican brevemente algunos conceptos
básicos del flujo multifasico, específicamente del flujo de mezclas bifásicas aceite-gas.
Colgamiento (Holdup). Se define como colgamiento a la fracción del volumen de la
tubería ocupada por la fase líquida.
LG = MGM … … … … … … … … … … (11)
Donde:
LG = Colgamiento de líquido.
MG = Volumen de la tubería ocupado por la fase líquida [ft3].
M = Volumen total de la tubería [ft3].
Velocidad superficial. Se define la velocidad superficial de una fase como la velocidad a
la cual circularía dicha fase si fluyera sola por la tubería.
NG = �GO … … … … … … … … … … … . . (12)
NP = �PO … … … … … … … … … … … . . (13)
Donde:
NG, NP = Velocidad superficial de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].
�G, �P = Gasto de líquido y gas respectivamente [ft3/s].
O = Área transversal de la tubería [ft2].
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
26
Velocidad real. Se define la velocidad real de una fase como la velocidad a la cual circula dicha fase si fluye simultáneamente con las otras fases a través de la tubería.
NG = NGLG … … … … … … … . . (14)
NP = NP1 − LG … … … … … … (15)
Donde:
NG, NP = Velocidad real de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].
NG, NP = Velocidad superficial de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].
LG = Colgamiento de líquido.
Velocidad de la mezcla. Se define como la suma de las velocidades reales de las fases.
N� = NG + NP … … … … … … … … … … (16) Donde:
N� = Velocidad de la mezcla bifásica [ft/s].
NG, NP = Velocidad real de la fase líquida y gaseosa respectivamente [ft/s].
Deslizamiento de fases. Debido a que el gas tiene una menor densidad que el líquido,
puede desplazarse con mayor velocidad, por lo cual, ha sido desarrollada la relación de
velocidades de las fases llamada deslizamiento, la cual se muestra a continuación.
Q = NPNG … … … … … … . . (17)
Donde:
Q = Deslizamiento de fases.
NP = Velocidad real del gas [ft/s].
NG = Velocidad real del líquido [ft/s].
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
27
La existencia de un determinado patrón de flujo en un sistema bifásico depende de: los
flujos de cada fase, variables geométricas como el diámetro y el ángulo de inclinación
de la tubería y de las propiedades físicas de las fases como la densidad y la viscosidad.
La determinación del patrón de flujo representa el problema principal en el flujo bifásico
líquido-gas. En general, todas las variables (pérdidas de presión, colgamiento,
velocidad, densidad, viscosidad, etc.) asociadas al flujo de fluido dependen del patrón
de flujo existente en la tubería.
En flujo multifásico, al igual que en flujo monofásico, la ecuación para calcular la
pérdida de presión total en una tubería está en función de las pérdidas de presión por
elevación, aceleración y fricción, con la diferencia que las expresiones para calcular
estas pérdidas de presión cambian debido a la existencia de las diferentes fases. Las
pérdidas de presión por aceleración son mínimas, por esa razón no se discutirán. Cabe
destacar que los simuladores de flujo multifásico consideran la contribución de la
pérdida de presión por aceleración a la caída de presión total.
Las pérdidas de presión por fricción a lo largo de una tubería de longitud L, en flujo
multifásico esta dado por:
@∆�∆=A� = ;RS7TN��256> … … … … … … … (18)
;RS = ;TURS … … … … … … … . . … . . (19)
Donde:
D∆F∆GH�= Pérdida de presión por fricción [lbf/ft
2 / ft].
;RS = Factor de fricción de dos fases.
7T = Densidad de la mezcla [lbm/ft3].
N� = Velocidad de la mezcla bifásica [ft/s].
56 = Factor de conversión [32.17 lbm-ft/lbf-s2].
> = Diámetro interno de la tubería [ft].
;T = Factor de fricción de mezcla bifásica sin deslizamiento.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
28
URS = multiplicador empírico de deslizamiento entre fases.
Las pérdidas de presión por elevación a lo largo de una tubería de longitud L, en flujo
multifásico se calcula a partir de la siguiente expresión:
@Δ�Δ=A( = 5Δ8
56= V7GLG + 7P(1 − LG)W … … … … … (20)
Donde:
DEFEGH( = Pérdida de presión por elevación [lbf/ft
2 / ft].
5 = Aceleración de la gravedad [32.17 ft/s2].
56 = Factor de conversión [32.17 lbm-ft/lbf-s2].
∆8 = incremento de elevación [ft].
= = Longitud de la tubería o segmento de tubería [ft].
7G = Densidad de la fase líquida [lbm/ft3].
7P = Densidad de la fase gas [lbm/ft3].
LG = Colgamiento de líquido.
A lo largo de la historia de la industria petrolera han sido desarrollados distintos
modelos matemáticos para predecir las pérdidas de presión de mezclas bifásicas en
tuberías, muchos de ellos tienen su origen en la experimentación y la aplicación de
términos empíricos con el propósito de tener un conjunto de ecuaciones que
reproduzcan los datos obtenidos en la realidad. La mayoría de las correlaciones
empleadas para determinar la pérdida de presión en flujo bifásico calculan el
multiplicador empírico de deslizamiento entre fases URS como una función del
colgamiento de líquido LG [17] .
En términos generales las correlaciones empíricas para el cálculo de las pérdidas de
presión en flujo bifásico pueden clasificarse en tres tipos [18] :
• Correlaciones empíricas tipo I. Estas correlaciones consideran los diferentes
patrones de flujo pero no toman en consideración el deslizamiento entre fases.
En la mezcla multifásica ambas fases viajan a la misma velocidad. En este grupo
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
29
se incluyen las correlaciones de Poettman y Carpenter, Baxendell y Thomas,
Francher y Brown.
• Correlaciones empíricas tipo II. Estas correlaciones toman en cuenta el
deslizamiento entre las fases pero no consideran los patrones de flujo, es decir,
considera a la mezcla multifásica como una mezcla homogénea. Este grupo está
integrado por las correlaciones de Hagerdon y Brown, Gray, Asheim.
• Correlaciones empíricas tipo III. Estas correlaciones consideran tanto el
deslizamiento entre las fases como los diferentes patrones de flujo que pueden
existir en una tubería. Este grupo lo constituye las correlaciones de Beggs y Brill,
Mukherjee y Brill, Duns y Ros, Orkiszwsky, Aziz.
Además de las correlaciones empíricas, se han desarrollado también modelos
mecanísticos, que parten de las leyes físicas de conservación de energía, de materia y
de momento para modelar los fenómenos asociados al flujo multifásico. Entre los
modelos mecanísticos más importantes se tienen los de Ansari, Xiao, Tacite y OLGA.
En la tabla 2.1 se presenta la aplicabilidad de los modelos de flujo multifásico en
tuberías más utilizados en la industria petrolera.
Tabla 2.1 Aplicabilidad de los principales modelos de flujo multifásico [19] .
Modelo Tubería Horizontal Tubería Vertical
Beggs y Brill √ √
Duns y Ros x √
Hagerdon y Brown x √
Mukherjee y Brill √ √
Eaton √ x
Ansari x √
Orkiszwski x √
Dukler √ x
Aziz x √
Tacite √ x
Xiao √ x
Gray x √
OLGA √ x
Leyenda:
√ modelo recomendado para la aplicación
x modelo no recomendado para la aplicación
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
30
2.2.3 Flujo en estranguladores
Un estrangulador es una herramienta cuya función es la de restringir el paso de un
fluido bajo presión con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades
deseadas. Instalar un estrangulador en la cabeza del pozo significa fijar la presión en la
cabeza del pozo y, por lo tanto, la presión de fondo fluyendo y el gasto de producción.
El estrangulador se instala por las siguientes razones [20] :
• Mantener suficiente contrapresión para prevenir la entrada de arena.
• Proteger a los equipos de superficie de altas presiones.
• Prevenir la conificación de gas o agua.
• Producir al yacimiento al gasto óptimo.
Existen dos tipos de comportamiento de flujo a través de un estrangulador: flujo crítico y
flujo subcrítico. El flujo crítico ocurre cuando la velocidad del fluido en la sección
transversal más pequeña de la restricción es igual a la velocidad del sonido en ese
medio. Cuando la velocidad del fluido es menor que la velocidad del sonido, recibe el
nombre de velocidad subcrítica, propiciando que el comportamiento de flujo sea
subcrítico.
Si el flujo es subcrítico, la velocidad de flujo está relacionada con la caída de presión a
través de la restricción. Por otra parte, si el flujo es crítico, el gasto está relacionado
solamente con la presión corriente arriba, así, la reducción en la presión corriente abajo
no afecta el gasto, ya que la perturbación nunca puede transmitirse corriente arriba. Por
esta razón, los estranguladores se operan comúnmente bajo condiciones de flujo crítico
para aislar al yacimiento de las fluctuaciones de presión introducidas por los equipos de
superficie.
La existencia de flujo crítico o subcrítico depende de la relación de presión aguas abajo
a presión aguas arriba del estrangulador. Si esta relación de presiones es menor que
una relación de presión critica, existirán condiciones de flujo crítico. Si la relación de
presiones es mayor o igual a la relación de presión crítica existirá flujo subcrítico [15] .
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
31
La relación de presión crítica a través de estranguladores se expresa de la siguiente
manera:
X��Y*(R�YS Z6
= @ 2[ + 1A
\\]^ … … … … … … (21)
[ = _S_` … … … … … … … … … … (22)
Donde:
��Y*(R = Presión a la salida del estrangulador [lbf/in2].
�YS = Presión aguas arriba del estrangulador [lbf/in2].
[ = Relación de calores específicos.
_S = Calor especifico a presión constante [BTU/lbm°F].
_` = Calor especifico a volumen constante [BTU/lbm°F].
Cuando el aceite producido llega a la cabeza del pozo, la presión a la cabeza del pozo
Pwh esta generalmente por debajo de la presión de punto de burbuja del aceite, esto
significa que existe gas libre en la corriente de fluido que fluye por el estrangulador [15] .
Mezclas gas-aceite que exhiben flujo critico a través de estranguladores, generalmente
tienen una relación de presión critica entre 0.5 y 0.6 [11] .
Muchos investigadores han desarrollado correlaciones empíricas para el flujo crítico de
mezclas aceite-gas a través de estranguladores, estas correlaciones están basadas en
datos de campo y de laboratorio. Entre las correlaciones empíricas para flujo bifásico
gas-aceite más utilizadas en la industria petrolera están las correlaciones de Gibert,
Ros, Baxendell, Achong y Pilehvari. Las ecuaciones propuestas por estos
investigadores tienen la misma forma general, pero tienen valores diferentes para las
constantes. Estas correlaciones tienen la siguiente forma general:
��a = _���QT … … … … … … … . . (23)
Donde:
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
32
��a = Presión a la cabeza del pozo [lbf/in2].
� = Relación gas aceite [ft3/bl].
� = Gasto bruto de líquido [bls/dia].
Q = Diametro del estrangulador [1/64 in].
Los valores de las constantes C, m y n son constantes empíricas relacionadas a las
propiedades del fluido producido. En la tabla 2.2 se muestran los valores de las
constantes para cada una de las correlaciones empíricas antes mencionadas.
Tabla 2.2 Valores de las constantes para las diferentes correlaciones de flujo en estranguladores [15] .
Correlación C m n
Gilbert 10 0.546 1.89
Ros 17.4 0.5 2
Baxendell 9.56 0.546 1.93
Achong 3.82 0.65 1.88
Pilehvari 46.67 0.313 2.11
Además de las correlaciones empíricas, se han desarrollado modelos teóricos para el
flujo bifásico gas-aceite a través de estranguladores. Estos modelos están derivados de
análisis de balance de materia, de momento y de energía. Algunos de los modelos
teóricos más empleados son los de Sachdeva, Perkins y Selmer-Olsen [15] .
2.3 Instalaciones superficiales de producción
En un campo petrolero la producción de los pozos pasa a través de la línea de
descarga a un múltiple de producción. Un múltiple de producción consiste en un arreglo
de válvulas que, de acuerdo a la presión de las corrientes de los pozos, pueden dirigir la
producción hacia diferentes colectores. Existen colectores de alta, media y baja presión.
Los colectores conectan los pozos con las instalaciones superficiales de producción
para su procesamiento.
El propósito de las instalaciones superficiales de producción es [21] :
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
33
• Separar la corriente del pozo en sus tres componentes fundamentales: gases,
líquidos e impurezas solidas.
• Remover el agua de la fase liquida.
• Acondicionar el aceite.
• Acondicionar el gas.
2.3.1 Sistemas de recolección
En la mayoría de los campos petroleros la producción de los pozos se recolecta en
estaciones de proceso o llega a una tubería común llamada colector. El sistema de
recolección y separación comienza en el pozo y termina en los tanques de
almacenamiento de aceite y gas o en la entrada del oleoducto o gasoducto que envía el
aceite y gas separados a las refinerías y a los complejos procesadores de gas
respectivamente.
El tipo de sistema de recolección y separación más utilizado permite el manejo común
de varias corrientes de pozos, como se muestra en la figura 2.6. En este sistema los
pozos individuales, denotados por 1, están conectados a los colectores, denotados por
2. La producción de cada pozo es transportada al colector correspondiente a través de
su línea de descarga. En los colectores, las corrientes de los pozos son transportados a
la estación central de recolección, denotado por 3. En la estación central de recolección
están las instalaciones superficiales de producción que se encargan de separar la
producción de los pozos en aceite, gas y agua, así como, acondicionar el gas y el aceite
para que cumplan con las especificaciones requeridas.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
34
Figura 2.6 Sistema de recolección típico [22] .
En campos ubicados costa afuera, la producción de una plataforma que maneja un
conjunto de pozos, se recolecta en un múltiple de producción submarina. La producción
total de los pozos proveniente del múltiple de producción submarina puede dirigirse
hacia la tubería conductora ascendente (riser) de la plataforma si se trata de una
plataforma de proceso o el múltiple de producción submarina se conecta por medio de
un ducto submarino a una plataforma separada, en donde los hidrocarburos producidos
son procesados si se cuenta con la infraestructura de proceso o enviados a
instalaciones de producción terrestres.
2.3.2 Sistemas de transporte
Una red de sofisticados sistemas de tuberías transporta aceite, gas natural y productos
petrolíferos desde campos productores y refinerías alrededor del mundo a los
consumidores en cada nación. El transporte de hidrocarburos a través de ductos es una
operación continua y confiable.
Los ductos han demostrado una habilidad para adaptarse a una gran variedad de
ambientes incluyendo áreas remotas y entornos hostiles. Debido a su mayor flexibilidad
comparada con otras alternativas de transporte, la mayoría de las refinerías en el
mundo son alimentadas por uno o más ductos [23] .
Los ductos pueden dividirse en diferentes categorías, incluyendo la siguiente [15] :
• Ductos que transportan aceite o gas de los pozos a los múltiples de producción.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
35
• Ductos que transportan aceite o gas de los múltiples de producción a las
instalaciones de producción.
• Ductos que transportan aceite o gas entre instalaciones de producción.
• Ductos de exportación que transportan aceite o gas de las instalaciones de
producción a las refinerías o usuarios.
Los ductos para el transporte de hidrocarburos varían significativamente en cuanto a su
longitud, pueden tener longitudes que van desde unos pocos metros hasta miles de
kilómetros. Los diámetros utilizados varían en tamaño, desde 2 pulgadas hasta 60
pulgadas. Para el transporte en distancias considerables, generalmente se requiere de
bombas, para el caso del transporte de aceite, o compresores para el transporte de gas.
Las bombas y compresores proporcionan la energía necesaria para vencer las pérdidas
de presión a lo largo de la trayectoria de flujo.
En la mayoría de los casos, es deseable transportar una sola fase por una tubería, ya
sea esta fase líquida o gaseosa. En un oleoducto la presencia de gas puede reducir la
eficiencia de flujo y la eficiencia de la bomba. En un gasoducto la presencia de líquido
reduce la eficiencia de flujo y ocasiona daños a los compresores y otros equipos de
proceso.
Hay ocasiones, sin embargo, en donde es más económico y más práctico transportar
ambas fases (aceite y gas) simultáneamente en la misma tubería, a este tipo de tubería
se le llama oleogasoducto. En general, estas situaciones ocurren cuando los volúmenes
a transportar son relativamente pequeños y la eficiencia de flujo no es un factor crítico,
o cuando la construcción de dos líneas separadas, una para el aceite y otra para el gas,
es muy costosa.
Los oelogasoductos se utilizan principalmente en campos petroleros costa afuera, en
donde los costos de construcción de los ductos son mayores comparados con los
costos en tierra. En campos costa afuera se emplean los oleogasoductos para
transportar la producción de los pozos que maneja una plataforma a una planta de
proceso ubicada en otra plataforma o en tierra.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
36
El diseño de un oleogasoducto requiere del conocimiento del perfil de producción que el
oleogasoducto va manejar y de la caída de presión total a lo largo del oleogasoducto. A
partir de esta información, se determina el diámetro de la línea, asegurándose de que
las velocidades de flujo proporcionen condiciones de operación favorables.
El criterio de evaluación primario para el diseño de oleogasoductos, es la velocidad
erosional, el cual debe mantenerse por debajo del valor conocido de velocidad erosional
del fluido. El diseño de líneas multifásicas es significativamente más complejo que para
líneas monofásicas debido a que las condiciones de erosión resultantes son totalmente
dependientes del régimen de flujo desarrollado, si se tiene producción de arena, la
situación se vuelve aún más compleja [24] .
El método estándar que emplea la industria de hidrocarburos para determinar la
velocidad erosional es el API-14E, este estándar recomienda calcular la velocidad
erosional por medio de la siguiente relación empírica [25] :
:( = _(7�)b.c … … … … … . . (24)
Donde:
:( = Velocidad erosional [ft/s].
7� = Densidad de la mezcla multifásica [lbm/ft3].
C es una constante empírica, para fluidos libres de sólidos tiene un valor de 100.
Valores de C, de 150 a 200 pueden usarse cuando la corrosión en la tubería es
controlada por inhibidores de corrosión o cuando se emplee tuberías con aleaciones
resistentes a la corrosión [25] .
2.3.3 Sistemas de procesamiento
Los fluidos producidos por los pozos petroleros son mezclas complejas de
hidrocarburos líquidos, gaseosos y algunas impurezas. Es necesario remover el gas y
las impurezas de los hidrocarburos líquidos antes que estos sean almacenados,
transportados y comercializados. Los hidrocarburos líquidos (condensados) y las
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
37
impurezas también deben eliminarse del gas natural antes que el gas se envíe a las
líneas de venta.
Las impurezas que pueden encontrarse en los pozos productores son: acido sulfhídrico,
dióxido de carbono, agua, vapor de agua, mercaptanos, nitrógeno, helio y sólidos [12] .
La mayoría de estas impurezas causan diversos tipos de problemas operacionales.
La separación de la corriente proveniente de los pozos en aceite y gas es la forma de
procesamiento en campo más común y más simple. Al equipo empleado para realizar
esta operación se le denomina separador. Los separadores se clasifican de acuerdo a
su geometría en verticales, horizontales y esféricos. Se pueden clasificar también en
separadores bifásicos y separadores trifásicos. Los separadores trifásicos además de
separar el gas natural, separan también el líquido en aceite y agua libre.
La separación de gas natural, hidrocarburos líquidos e impurezas se desarrolla por
medio de varios métodos de procesamiento en campo, dependiendo de la composición
de los fluidos que entran al separador y la calidad deseada de las corrientes de aceite y
gas separado. Los métodos de separación incluyen: efectos de la gravedad, el tiempo,
químicos, de calor, procesos mecánicos, procesos eléctricos o la combinación de estos
[12] .
El líquido que sale del separador se compone principalmente de aceite libre, agua libre,
una emulsión aceite-agua y sedimentos. Esta mezcla debe tratarse para remover estas
impurezas del aceite. La mayoría de los contratos especifican un porcentaje máximo de
sedimentos y agua (BS&W) que puede estar presente en el aceite. Esta especificación
varia típicamente de 0.3 % a 0.5 % dependiendo del lugar. Algunas refinerías tienen un
límite en contenido de sal en el aceite. Los límites de contenido de sal en el aceite van
de 10 a 25 lb de sal por cada 1000 bls [26] .
Generalmente, el gas separado está saturado con vapor de agua y debe ser
deshidratado a un nivel aceptable, normalmente menos de 7 lb/MMPC [26] . En
condiciones de presión alta, el vapor de agua puede condensarse, el agua libre causa
corrosión en las líneas de transporte. La presencia de agua libre en el gas natural bajo
condiciones de alta presión y turbulencia promueve la formación de hidratos de gas,
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
38
que son compuestos cristalinos que pueden llegar a bloquear parcial o totalmente las
tuberías [12] .
El gas separado puede contener acido sulfhídrico, dióxido de carbono y mercaptanos.
Estas impurezas, que en conjunto reciben el nombre de gases ácidos, son indeseables
por su alta corrosividad, por lo tanto, requieren eliminarse parcial o completamente del
gas natural. A los procesos empleados para remover los gases ácidos del gas natural
se les conoce como procesos de endulzamiento.
La mayoría del agua producida en campos petroleros, llamada también agua congénita,
contiene sales, cloruros principalmente. Puede tener también partículas de arena. En
muchos casos la disposición final del agua producida representa un problema que debe
resolverse para cumplir con las legislaciones ambientales. Generalmente el agua
congénita se inyecta en pozos letrina o se inyecta al yacimiento para mantenimiento de
la presión y recuperación secundaria. Dependiendo de la calidad del agua a inyectar y
la permeabilidad de la formación, puede ser necesario tratar el agua para eliminar la
mayor cantidad posible de sales y arena.
Los sólidos producidos están conformados principalmente por arenas, estos deben
separarse, limpiarse y ser dispuestos de una manera que no viole los criterios
ambientales. Los métodos empleados en la industria petrolera para separar y limpiar las
partículas solidas producidas incluyen los filtros, tanques de sedimentación e
hidrociclones.
La figura 2.7 muestra los procesos típicos a los que se someten cada una de las fases
separadas (gas, aceite y agua) y el orden de las mismas. Los análisis de laboratorio
determinarán los equipos necesarios para el procesamiento y tratamiento de los fluidos
producidos.
Capítulo II. Producción de hidrocarburos
39
Figura 2.7 Proceso general del tratamiento de hidrocarburos.
Capítulo III. Metodología VCD
40
Capítulo III. Metodología
VCD
Resumen
En este capítulo se describen los antecedentes de la metodología VCD, así como,
los objetivos que se persiguen y las actividades que se realizan en las etapas de
visualización, conceptualización y definición con el fin de mejorar el desempeño en
el diseño y ejecución de proyectos de explotación de hidrocarburos. Se describe
también la importancia de la sinergia entre las disciplinas involucradas desde la
planeación del proyecto de explotación para asegurar el éxito del mismo.
Capítulo III. Metodología VCD
41
3.1 Antecedentes
Los fundamentos de la metodología VCD fueron desarrollados y presentados
originalmente por el “Independent Project Analysis Inc. (IPA)”.
La metodología VCD fue creada a partir del análisis de la información concentrada
en una base de datos de más de 2500 proyectos exitosos, en las industrias
química y petroquímica principalmente, que IPA conjuntó, donde se establecían
los procedimientos que causaron el éxito de los mismos [27] .
Se puede definir a la metodología VCD como el proceso mediante el cual una
compañía determina el alcance de un proyecto para lograr los objetivos del
negocio minimizando las variaciones (producción, tiempo y costo) en los
proyectos.
Una de las principales características de la metodología VCD es la integración de
grupos multidisciplinarios que trabajan de manera coordinada desde la planeación
del proyecto generando modelos que integran los componentes del subsuelo, los
componentes superficiales y los indicadores económicos, tales modelos se
pueden actualizar a medida que se cuente con nueva información disponible [28] .
Existe poca información referente a la metodología VCD o a casos de estudio
aplicándola. Sin embargo, se sabe que las grandes empresas en las áreas
química, petroquímica, farmacéutica, minera, entre otras, aplican la metodología
VCD en la planeación y evaluación de sus proyectos de inversión.
En Venezuela se han realizado trabajos de tesis aplicando la metodología VCD en
la elaboración de programas de perforación de pozos, con el propósito de mejorar
el tiempo de perforación de los pozos y minimizar los costos asociados a ello [29] .
La metodología VCD ha sido adoptada y aceptada por las principales compañías
petroleras del mundo como una mejor práctica para realizar el análisis y diseño de
sus proyectos. Petróleos Mexicanos (PEMEX) está aplicando la metodología VCD
en la administración de sus proyectos estratégicos.
Capítulo III. Metodología VCD
42
3.2 Etapas de la metodología VCD
La metodología VCD establece que todo proyecto pasa por 6 fases o etapas
claramente identificables: visualización, conceptualización, definición, ejecución,
operación y abandono, y que cada una de éstas pretende, desde el nacimiento de
un proyecto, la identificación de todas las oportunidades asociadas, el manejo de
las incertidumbres y los riesgos, la definición detallada del alcance del proyecto, a
fin de minimizar los costos totales, reducir los tiempos de ciclo de vida de los
proyectos, mejorar su rentabilidad y finalmente permitir cerrar la brecha entre lo
planeado y lo real en los proyectos de inversión, es decir, mantener los proyectos
en costo, tiempo y alcance.
El análisis de la incertidumbre se maneja con los perfiles probabilísticos P10, P50
y P90. El perfil P10 es el caso pesimista, significa que hay un 10 % de
probabilidad de que una variable aleatoria tenga un valor menor o igual a éste. El
perfil P50 es el caso más probable e indica un 50 % de probabilidad de que una
variable aleatoria tenga un valor menor o igual a éste. El caso P90 es el caso
optimista y significa que existe un 90 % de probabilidad de que una variable
aleatoria tenga un valor menor o igual a éste.
Ejemplos de variables aleatorias en E&P son: el volumen de reservas, los gastos
de producción, los costos de perforación, etc. Los perfiles probabilísticos P10, P50
y P90 se estiman empelando software especializado que realiza las distribuciones
de probabilidad de parámetros del yacimiento como: porosidad, saturación de
hidrocarburos, permeabilidad, factor de recuperación, etc.
La metodología VCD es un proceso estructurado que solo contempla las
actividades de las primeras tres fases. Al final de cada una de las tres primeras
etapas, se hace una revisión y se aplica lo que se denomina “llave técnica”, que no
es otra cosa más que cumplir con ciertos requisitos técnicos, que una vez
cubiertos permiten pasar a la siguiente etapa. Las llaves técnicas están basadas
en una serie de preguntas técnicas que deben cumplirse para cada etapa. Hay 3
resultados posibles de esta revisión:
Capítulo III. Metodología VCD
43
1. Pasa a la siguiente fase (con o sin condicionantes). 2. Regresa al principio de la misma fase para hacer ajustes. 3. No pasa (la oportunidad regresa a “la cartera en espera” con
recomendaciones).
Estas tres primeras fases (visualización, conceptualización y definición)
constituyen lo que se llama “Definición y Desarrollo” del proyecto, o fase de
creación mental para la identificación de valor, abarca el proceso de desarrollo de
información estratégica suficiente para analizar el riesgo involucrado y decidir
comprometer los recursos necesarios a fin de materializar la idea y su valor
económico, teniendo como objetivo maximizar las posibilidades de éxito. Para el
logro de sus objetivos la metodología VCD se basa principalmente en tecnologías
para análisis de escenarios con métodos estocásticos, tecnologías de optimización
y aplicación de estándares industriales.
Para la valoración de los estudios VCD se emplea generalmente el índice FEL,
propiedad de IPA, que consiste en una evaluación hecha por un consultor externo,
es normalmente un ejercicio de dos días antes del desarrollo de las llaves
técnicas, de esta forma, se asegura que el proyecto vaya cumpliendo con una
serie de requisitos indispensables para asegurar que cuando se tome la decisión
final sobre el plan de ejecución del proyecto, todos los elementos necesarios han
sido adecuadamente considerados en su justa dimensión.
En todo el proceso está la identificación y evaluación de los riesgos e
incertidumbres inherentes del proyecto, lo cual permite definir cursos de acción
pertinentes para asegurar su viabilidad.
Las siguientes dos fases (ejecución y operación) o fase de materialización del
valor abarca el proceso desde la ejecución física del proyecto hasta ponerlo en
operación y empezar a obtener los beneficios esperados, se enfoca hacia las
actividades que la empresa debe emprender, las cuales una vez superada la fase
de contratación, se traducen en coordinación, supervisión, aseguramiento y control
de la calidad.
Capítulo III. Metodología VCD
44
Finalmente, en la última fase del proyecto (abandono) es cuando culmina la vida
productiva del activo con su correspondiente cese de actividades,
desmantelamiento y restauración del ambiente.
3.2.1 Visualización
Cabe señalar que previo a la etapa de visualización hay una fase denominada
preplaneación, que consiste en la formación del equipo multidisciplinario de
trabajo, la revisión de recursos físicos requeridos (espacio, equipo informático,
datos, etc.), la revisión de modelos (subsuelo, superficie, económicos,
operacionales, etc.), el entrenamiento para miembros del equipo y la revisión de
objetivos, alcances, cronograma y roles/responsabilidades.
En la etapa de visualización los objetivos son la identificación de escenarios
potenciales y los riesgos inherentes a cada escenario, incluye una lluvia de ideas
sobre escenarios que pudieran generar valor, identificación de riesgos mayores,
identificación de tecnologías o procesos nuevos por considerar, definición de
costos clase V (costos que tienen un margen de error de +/- 40%), evaluación de
los escenarios visualizados y el paso de los mejores escenarios a la etapa de
conceptualización.
En la identificación de escenarios el equipo de trabajo multidisciplinario construye
la matriz de escenarios por categoría o tipo de decisión a tomar (tipo de pozos,
tipo de terminación, sistemas artificiales de producción, ductos, etc.). Así mismo,
se deben identificar las restricciones de los escenarios: tecnologías y procesos
disponibles dentro de los límites técnicos, financieros, de complejidad del
escenario, etc.
3.2.2 Conceptualización
La etapa de conceptualización tiene como principales objetivos el análisis de los
escenarios preseleccionados en la etapa de visualización y sus riesgos, así como
la selección del mejor escenario. Contiene el modelado detallado de las
incertidumbres técnicas y los riesgos asociados, la definición de costos clase IV
Capítulo III. Metodología VCD
45
(costos que tienen un margen de error de +/- 25%), la evaluación de los
escenarios e integración de resultados con riesgos/complejidad y la selección del
escenario óptimo para la etapa de definición.
La evaluación de los escenarios en esta etapa se enfoca en la identificación de
variables inciertas, distribuciones probabilísticas de variables (perfiles
probabilísticos P10, P50 y P90) e identificación de dependencias entre variables
(correlaciones). La jerarquización y selección de escenarios se basa en un análisis
de factibilidad técnica-económica.
La ingeniería conceptual del escenario seleccionado considera estimado de costos
clase IV de la infraestructura requerida como: pozos, redes de recolección;
distribución; inyección y transporte, tratamiento y procesamiento de
líquidos/gases, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de aguas,
equipos mayores y materiales.
3.2.3 Definición
La etapa de definición tiene como objetivo el desarrollo de la ingeniería básica y
de detalle del escenario seleccionado, es decir, el plan de ejecución del proyecto.
Es la continuación del modelado detallado de las incertidumbres técnicas y los
riesgos asociados para el escenario seleccionado, así como, la definición de
costos clase III (costos que tienen un margen de error de +/- 15%). Es en esta
etapa donde se planea y desarrolla en detalle la ejecución del escenario
seleccionado.
En un proyecto de explotación de hidrocarburos la ingeniería básica puede
dividirse en [28] :
• Ingeniería básica del subsuelo. (pronóstico del comportamiento del
yacimiento, estrategia de explotación, monitoreo de explotación del
yacimiento, etc.).
• Ingeniería básica de pozos. (productividad de pozos, sistemas artificiales de
producción, programa direccional, programa de fluidos, programa de
Capítulo III. Metodología VCD
46
tuberías de revestimiento, programa de toma de información, diseño de la
terminación, etc.).
• Ingeniería básica de instalaciones. (tratamiento y procesamiento de
líquidos/gas, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de
aguas, plan de mantenimiento operacional, etc.).
• Ingeniería básica de seguridad industrial y protección ambiental. (estudio de
riesgos, estándares de seguridad e higiene, estudios del sitio, etc.).
El plan de ejecución del proyecto debe considerar la estrategia de ejecución,
estrategia de procura de materiales y equipo, la estrategia de contratación, el plan
de explotación y el plan de construcción de instalaciones
3.3 Sinergias en E&P
En 1963, Calhoun describió el sistema de estudio concerniente al ingeniero
petrolero como un sistema compuesto por tres subsistemas principales [30] :
• Perforación y operación de pozos. • Procesamiento superficial de los fluidos. • Fluidos y su comportamiento en el yacimiento.
Los primeros dos subsistemas dependen del tercero, ya que, el tipo de fluido
(aceite, gas y agua) y su comportamiento dictarán cuantos pozos perforar y su
localización, y como deben ser producidos y procesados los fluidos para
maximizar los beneficios económicos.
Estos subsistemas están presentes en el ciclo de vida de un campo petrolero, el
cual se define como el periodo de tiempo comprendido desde la Exploración hasta
el Abandono del campo. En la fig. 3.1 se indica las etapas que comprenden el ciclo
de vida de un campo petrolero.
Capítulo III. Metodología VCD
47
Figura 3.1 Ciclo de vida de un campo petrolero y actividades principales desarrolladas en cada etapa.
El ciclo de vida de un campo petrolero está relacionado con un perfil de
inversiones típico en el que los desembolsos mayores usualmente están
asociados al desarrollo inicial en las etapas de Exploración y Desarrollo por
concepto de estudios geológicos, estudios geofísicos y costos de inversión por la
perforación de pozos de desarrollo y de las instalaciones para el manejo de la
producción y el procesamiento de los hidrocarburos. En la etapa de Explotación
las inversiones se reducen en forma notable y los gastos que se tienen son los de
operación y mantenimiento principalmente. Por último, los costos en la etapa de
Abandono comprenden el desmantelamiento y restauración del ambiente.
Los proyectos de Exploración y Producción de hidrocarburos requieren grandes
montos de capital y las decisiones que se tomen y ejecuten tendrán vigencia por
muchos años, de tal manera, que dichas decisiones impactaran el ámbito
estratégico y la visión de la empresa. La toma de decisiones se mejora si se logra
alcanzar un mayor detalle y precisión en el análisis de la información disponible.
La administración exitosa de un campo petrolero requiere sinergia. En años
recientes, la industria del petróleo ha realizado cambios a la forma de administrar
sus proyectos y a la estructura organizacional encargada de la planeación y
Ciclo de vida de un campo petrolero
Exploración
Desarrollo
Explotación
Abandono
Descubrimiento y
delimitación
Perforación de pozos e instalación de infraestructura de producción
Producción primaria, secundaria y terciaria
Capítulo III. Metodología VCD
48
control de los mismos. La nueva metodología de trabajo adoptada por la industria
implica la participación de equipos multidisciplinarios.
En la industria petrolera convergen muchas disciplinas, pero las más importantes,
para el área de E&P son: la geofísica, la geología, la ingeniería de perforación, la
ingeniería de yacimientos, la ingeniería de producción, la ingeniería de
instalaciones y la ingeniería económica. Los miembros del equipo multidisciplinario
trabajan juntos de forma coordinada e integrada durante el ciclo de vida del campo
para asegurar el desarrollo y ejecución del plan de explotación y lograr alcanzar
los objetivos comunes [30] .
De acuerdo con Sneider, sinergia en E&P significa que los geofísicos, geólogos,
ingenieros petroleros y profesionales de otras áreas relacionadas, trabajan en un
proyecto de una manera más efectiva y eficiente como un equipo que trabajando
como un grupo de individuos [30] .
Para minimizar las barreras entre las disciplinas, el equipo multidisciplinario se
aprovecha de los grandes avances tecnológicos que se han dado en la industria,
como son las herramientas de adquisición de datos, tecnologías de información,
software especializado para cada especialidad, tecnologías de optimización, etc.
Cuando se trabaja en grupos multidisciplinarios integrados y en base a
metodologías probadas, como la metodología VCD, es posible mejorar el
desempeño de proyectos de explotación de hidrocarburos, pues este esquema de
trabajo permite la evaluación de parámetros técnico-económicos con métodos
estocásticos, además es un proceso efectivo de generación de múltiples
escenarios.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
49
Capítulo IV. Caso de aplicación
de la metodología VCD Resumen
En este capítulo se aplica la metodología VCD a un campo petrolero, desde la
perspectiva del área de Instalaciones Superficiales de Producción, con la finalidad de
seleccionar la infraestructura de explotación optima. Se plantean diferentes escenarios
de explotación para las etapas de producción primaria, sistemas artificiales de
producción y métodos de recuperación secundaria. Se realiza la evaluación técnica de
cada escenario en la etapa de Visualización y los escenarios más factibles pasan a la
etapa de Conceptualización, donde se desarrolla una evaluación más detallada,
finalmente la selección de los escenarios de explotación óptimos se determinan en base
a una análisis económico.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
50
4.1 Descripción del campo petrolero
El campo A esta ubicado en aguas territoriales del Golfo de México, en un promedio de
tirante de agua de 22 m. Tiene intervalos productores en las formaciones cretácico
medio (KM) y terciario (T). Produce un aceite volátil de 32 a 35 °API de bajo contenido
de azufre.
De acuerdo con estudios realizados por el grupo de trabajo multidisciplinario, para
desarrollar el campo A, en base al perfil probabilístico de producción P90 (caso
optimista) se requieren 7 plataformas: A1, A2, A3, A4, A5, A6 y A7. La plataforma A1
debe ser del tipo octapodo, por ser ésta la plataforma en donde se va recolectar la
producción proveniente de las demás plataformas, que serán estructuras ligeras
marinas.
Según estudios realizados por el área de Ingeniería de Yacimientos, la presión de
yacimiento para los pozos de la formación terciaria (campo A-T) declinará rápidamente,
por lo que en determinado momento, la producción proveniente de estos pozos tendrá
que manejarse en baja presión y requerirán de la implementación de algún sistema
artificial de producción y métodos de recuperación secundaria o mejorada. La
plataforma A1 es la única que opera pozos en la formación terciaria.
4.2 Infraestructura de explotación existente
La infraestructura existente asociada al campo A contempla las siguientes
instalaciones: una plataforma tipo octapodo (A1) que tiene una capacidad para manejar
20 pozos en total y un oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km, dividido en dos secciones, un
tramo marino de 10.8 km de la plataforma A1 hacia la línea de la costa y un tramo
terrestre de 2.5 km de la línea de la costa hacia el Cabezal General de Recolección
(CGR), ubicado en tierra. Se pretende que el proyecto del campo A, desde el punto de
vista de las instalaciones superficiales, base su filosofía de explotación en la
distribución de la producción hacia los centros de proceso más cercanos, tanto marinos
como terrestres, con el fin de aprovechar al máximo la infraestructura existente.
Dentro de las instalaciones terrestres más cercanas al campo A se encuentran:
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
51
• Cabezal General de Recolección (CGR). • Batería de Separación, Compresión y Bombeo (BSCB).
La producción de la plataforma A1 que corresponde al pozo A-3 en la formación KM
(campo A-KM), y que es el único que se encuentra fluyendo actualmente de todo el
proyecto, es enviada a través del oleogasoducto de 16”Ø x 13.3 km hacia las
instalaciones del CGR en donde se mezcla con la producción de las macroperas de los
pozos B-1 y B-2, del campo B terrestre. La producción total (campos A y B), es enviada
a las instalaciones de la BSCB por el oleogasoducto de 24ӯ x 12.5 km. En el trayecto
hacia la BSCB se incorpora la producción de las macroperas de los pozos B-3 y B-4
pertenecientes al campo B, como se muestra en la figura 4.1. Se cuenta además con un
oleogasoducto de 16”Ø x 12.5 km que esta fuera de operación, que conecta al CGR
con la BSCB.
Figura 4.1 Esquema actual del manejo de la producción.
En la BSCB la producción total de los campos A y B se separa a 18 kg/cm2 en el tren de
separación. El agua separada en esta primera etapa se envía a un proceso de
tratamiento de aguas aceitosas. El gas separado es medido y enviado a un recipiente
rectificador, posteriormente se envía a una Estación de Compresión y finalmente a un
Complejo Procesador de Gas. El aceite separado se envía a una segunda etapa de
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
52
separación, en la batería de estabilizado, después pasa a un proceso de
deshidratación, se mide y por último se bombea a refinación. En la BSCB se tienen
separadores de alta, intermedia y baja presión. Cuenta también con una pequeña
planta endulzadora para producir gas dulce que es utilizado como gas de servicio en los
procesos.
4.3 Perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90
Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 para el campo A y para cada
una de las plataformas que conforman la red de transporte del campo A fueron
proporcionados por el área de Ingeniería de Yacimientos. En las siguientes gráficas se
muestran los perfiles de producción para aceite, gas y agua.
Figura 4.2 Perfiles de producción de aceite para el campo A.
Figura 4.3 Perfiles de producción de gas para el campo A.
Perfiles de Producción de Aceite (Total)
0
8000
16000
24000
32000
40000
48000
56000
64000
72000
80000
88000
96000
104000
112000
120000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Años
Qo,
Bpd
P10 P50 P90
Perfiles de Producción de Gas (Total)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Años
Qg,
MM
pc/d P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
53
Figura 4.4 Perfiles de producción de agua para el campo A.
Figura 4.5 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A1.
Figura 4.6 Perfiles de producción de gas para la plataforma A1.
Perfiles de Producción de Gas (plataforma A1)
0
5 10 15 20
25 30 35 40 45
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Años
Qg,
MM
PC
D
P10 P50 P90
Perfiles Probabilísticos de Producción de agua (total) Qw
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Años
BP
D
P10 P50 P90
Perfiles de Producción de Aceite (plataforma A1)
0 5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
55000
60000
65000
70000
75000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Años
Qo,
BP
D
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
54
Figura 4.7 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A2.
Figura 4.8 Perfiles de producción de gas para la plataforma A2.
Figura 4.9 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A3.
0500
10001500200025003000350040004500500055006000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (plataforma A3)
P10 P50 P90
Perfiles de Producción de Aceite (plataforma A2)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Años
Qo,
BP
Dj
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
55
Figura 4.10 Perfiles de producción de gas para la plataforma A3.
Figura 4.11 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A4.
Figura 4.12 Perfiles de producción de gas para la plataforma A4.
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (plataforma A3)
P10 P50 P90
0
3000
6000
9000
12000
15000
18000
21000
24000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (plataforma A4)
P90 P50 P10
0
2
4
6
8
10
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (plataforma A4)
P90 P50 P10
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
56
Figura 4.13 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A5.
Figura 4.14 Perfiles de producción de gas para la plataforma A5.
Figura 4.15 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A6.
02000400060008000
10000120001400016000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (plataforma A5)
P10 P50 P90
02468
1012141618
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (plataforma A5)
P10 P50 P90
010002000300040005000600070008000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (plataforma A6)
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
57
Figura 4.16 Perfiles de producción de gas para la plataforma A6.
Figura 4.17 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A7.
Figura 4.18 Perfiles de producción de gas para la plataforma A7.
0
1
2
3
4
5
6
7
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (plataforma A6)
P10 P50 P90
0123456789
1011
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (plataforma A7)
P10 P50 P90
Perfiles de pro ducción de aceite (plataforma A7)
0
1,500
3,000
4,500
6,000
7,500
9,000
10,500
12,000
13,500
15,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Años
Qo
, BP
D P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
58
En base a estos perfiles probabilísticos de producción se determina la infraestructura
requerida para el manejo de la producción y el costeo para cada uno de los escenarios
que se plantean en este caso de estudio de la metodología VCD.
Se pretende seleccionar la infraestructura de explotación óptima para el manejo de la
producción del campo A. Lo primero que se va realizar es seleccionar dicha
infraestructura para cuando ambas formaciones (cretácico medio y terciaria) se
encuentren en la fase de flujo natural. El campo A-KM contiene mayor cantidad de
reservas recuperables, al estar la formación KM confinada a una presión elevada, se
espera que todos los pozos del campo A-KM sean pozos fluyentes por un periodo de
tiempo largo. Debido al comportamiento de la presión de la formación terciaria, el
campo A-T tendrá una vida fluyente breve, Ingeniería de Yacimientos estima una vida
fluyente de tres años.
Una vez seleccionada la infraestructura de explotación óptima para pozos fluyentes, se
plantearán los escenarios para el manejo de la producción del campo A-T con las
opciones de sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria.
4.4 Visualización. Identificación de escenarios de explotación
En la etapa de visualización, para el planteamiento de los escenarios para el manejo de
la producción del campo A se consideraron tres elementos técnicos principales:
• Pozos Fluyentes (Flujo Natural).
• Sistemas Artificiales de Producción (SAP).
• Recuperación Secundaria.
4.4.1 Visualización. Matriz de escenarios de pozos fluyentes
En esta sección se plantean los escenarios para el manejo de la producción del campo
A cuando la producción esté en la fase de flujo natural. La tabla 4.1 presenta los
escenarios con pozos fluyentes.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
59
Tabla 4.1 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A.
Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A Escenario Descripción
A.1 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.2 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.3 Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16 y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.4
Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.5
Manejo de la producción del campo B (terrestre) por el oleogasoducto de 24”Ø X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 18 kg/cm2 y el campo A por el oleogasoducto 16”Ø X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 4 kg/cm2.
A.6 Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.7
Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.8
Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.9
Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16” y 24” X12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.
A.10 Separación remota centralizada en la plataforma A1.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
60
Los escenarios para el manejo de la producción planteados inician con aquellos que
requieren la mínima inversión posible hasta terminar con las que requieren la mayor
inversión y que, por consiguiente, tienen un mayor impacto en los indicadores
económicos del proyecto. De esta forma, los escenarios del A.1 al A.5 corresponden al
transporte de la producción a través de los ductos existentes, mientras que las opciones
6 a la 10 se refieren al transporte mediante ductos nuevos.
A continuación se presenta la evaluación de cada escenario para la determinación de la
infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase V de acuerdo a los
perfiles probabilísticos de producción P10, P50 Y P90. Los costos reportados en esta
etapa de visualización se tomaron de la base de datos de costos de infraestructura y
equipos para el manejo, procesamiento y tratamiento de hidrocarburos del Instituto
Mexicano del Petróleo.
Escenario A.1. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el
oleogasoducto de 24ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a
18 kg/cm2.
Este escenario contempla el manejo de toda la producción de los campos A y B
utilizando el oleogasoducto de 24ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a
18 kg/cm² en la BSCB, que es como actualmente está operando el sistema. La
producción del campo A se transporta por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X
13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR. En la figura 4.19 se muestra
esquemáticamente este escenario.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
61
Figura 4.19 Manejo de la producción del escenario A.1 para el perfil P90.
Escenario A.2. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por el
oleogasoducto de 16ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a
18 kg/cm2.
A diferencia del escenario anterior, en este se contempla el manejo de la producción de
los campos A y B utilizando el oleogasoducto de 16ӯ X 12.5 km del CGR hacia la
BSCB y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. La producción del campo A se transporta
por el oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el
CGR. El esquema de esta alternativa se muestra en la figura 4.20.
Figura 4.20 Manejo de la producción del escenario A.2 para el perfil P90.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
62
Escenario A.3. Manejo de la producción de los campos A y B (terrestre) por ambos
oleogasoductos (16” y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB y separando en la
BSCB a 18 kg/cm2.
Este escenario implica manejar la producción de los campos A y B a través de ambos
oleogasoductos (16 y 24”Ø X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB, la separación se lleva a
cabo en la BSCB a 18 kg/cm2. La producción del campo A se transporta por el
oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR.
La figura 4.21 muestra el esquema correspondiente.
Figura 4.21 Manejo de la producción del escenario A.3 para el perfil P90.
Escenario A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino
existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 hacia el CGR y oleogasoducto terrestre existente de
16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a
18 kg/cm2.
En este caso, la producción del campo B se maneja por el oleogasoducto existente de
24”Ø x 12.5 km del CGR hacia la BSCB y la producción del campo A se transporta por
el oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km de la plataforma A1 hacia el CGR
y por el oleogasoducto de 16ӯ x 12.5 km del CGR hacia la BSCB. Cada corriente se
separa a 18 kg/cm2 en la BSCB en el tren de separación correspondiente. En la figura
4.22 se muestra esquemáticamente este escenario.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
63
Figura 4.22 Manejo de la producción del escenario A.4 para el perfil P90.
Estos primero cuatro escenarios presentan los mismos requerimientos de
infraestructura, por tanto, el costo de inversión para cada uno de ellos es el mismo. En
las tablas 4.2, 4.3 y 4.4 se muestra la infraestructura considerada para cada perfil
probabilístico de producción P10, P50 y P90 respectivamente, para el año de máxima
producción, así como los costos de inversión clase V.
Tabla 4.2 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconexión A6 – A1 21.22 244.030
Total 82.66 950.590
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
64
Tabla 4.3 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconexión A6 – A1 21.22 244.030
Total 82.66 950.590
Tabla 4.4 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
Total 214.58 2467.670
Escenario A.5. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por el oleogasoducto de
24ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en BSCB a 18 kg/cm2 y campo A
por el oleogasoducto 16ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a 4 kg/cm2
en la BSCB.
Este escenario es similar al Escenario A.4, con la diferencia que la producción total del
campo A se separa a 4 kg/cm2 en la BSCB. La figura 4.23 muestra el esquema.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
65
Figura 4.23 Manejo de la producción del escenario A.5 para el perfil P90.
Este escenario no fue costeado debido a que presenta un inconveniente técnico, pues
cuando los pozos del campo A-T se encuentren operando en baja presión y se requiera
manejar su producción en conjunto con la producción de los pozos del campo A-KM,
será necesario bajarles la presión a estos últimos lo cual debe tener un impacto
negativo en su producción.
Escenario A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto marino
existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km
del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
Este escenario corresponde al primero de una serie en donde se plantea la necesidad
de manejar la producción del campo A de forma independiente, utilizando ductos de
transporte nuevos. En este caso se plantea construir un oleogasoducto terrestre nuevo
de 12.5 km desde el CGR hacia la BSCB y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. El
diámetro de este oleogasoducto está en función de cada uno de los perfiles
probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua para el campo A.
La producción del campo B se envía por los oleogasoductos existentes de 16”Ø y 24”Ø
x 12.5 km de CGR a BSCB y se separa a 18 kg/cm2 en la BSCB. La figura 4.24 muestra
el esquema de este escenario.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
66
Figura 4.24 Manejo de la producción del escenario A.6 para el perfil P90.
La infraestructura considerada para este escenario, así como el costeo clase V para
cada perfil probabilístico de producción P10, P50 y P90, para el año de máxima
producción se muestran en las tablas 4.5, 4.6 y 4.7. Para efectos de costeo, para el
oleogasoducto nuevo se proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles
probabilísticos de producción P10, P50 y P90 respectivamente.
Tabla 4.5 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 14ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 7.65 87.975
Total 90.31 1038.565
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
67
Tabla 4.6 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 8.50 97.750
Total 91.16 1048.340
Tabla 4.7 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 11.23 129.145
Total 225.81 2596.815
Escenario A.7. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión
nueva de 13.3 km de A1 hacia el CGR y por el oleogasoducto terrestre existente de
16ӯ X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB y manejo de la
producción del campo A-KM por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km
de A1 hacia CGR y el oleogasoducto existente de 24ӯ X 12.5 km del CGR hacia
BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas
desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
Este escenario implica la construcción de un oleogasoducto marino (Línea de Baja
Presión) de 13.3 km desde la plataforma A1 hacia las instalaciones terrestres del CGR.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
68
Se contempla además utilizar el oleogasoducto existente de 16”Ø X 12.5 km para el
transporte de la producción de los pozos de la formación terciaria (campo A-T) en baja
presión hacia la BSCB y allí separar a 4 kg/cm2. Por su parte, la producción de los
pozos de la formación cretácico medio (campo A-KM) será transportada a través del
oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km desde la plataforma A1 hacia el
CGR y en estas instalaciones mezclarse con la producción del campo B para enviarse
hacia la BSCB a través del oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km para separarse
a 18 kg/cm2.
Se requiere realizar adecuaciones en la plataforma A1 para habilitar un cabezal de
recolección que se interconecte con la Línea de Baja Presión para segregar la
producción de los pozos del campo A-T que se encuentren fluyendo en baja presión,
también se requiere realizar interconexiones en el CGR para integrar la llegada de la
Línea de Baja Presión al oleogasoducto existente de 16”Ø X 12.5 km. Se requiere
además de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el gas
separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación de
compresión. En la figura 4.25 se presenta el esquema de este escenario.
Figura 4.25 Manejo de la producción del escenario A.7 para el perfil P90.
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico de
producción P10, P50 Y P90, para el año de máxima producción aparece en las tablas
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
69
4.8, 4.9 y 4.10. Para efectos de costeo, para la Línea de Baja presión nueva se
proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles probabilísticos de
producción P10, P50 y P90 respectivamente.
Tabla 4.8 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 14ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 27.34 314.410
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110
Total 119.91 1378.965
Tabla 4.9 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 30.17 346.955
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800
Total 122.80 1412.200
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
70
Tabla 4.10 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 33.36 383.640
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete ce compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180
Total 258.03 2967.345
Escenario A.8. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión
nueva de 13.3 km de A1 hacia el CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del
CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en la BSCB y manejo de la producción del
campo A-KM por oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 hacia CGR
y oleogasoductos existentes de 16ӯ y 24ӯ X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La
producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el
CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
En este escenario se considera la construcción de una Línea de Baja Presión nueva de
13.3 km desde la plataforma A1 hacia el CGR y un oleogasoducto nuevo de 12.5 km del
CGR hacia la BSCB para el manejo de la producción de los pozos de la formación
terciaria (campo A-T) y separando la producción de estos pozos en la BSCB a 4 kg/cm2.
Se requiere además de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el
gas separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación
de compresión. El manejo de la producción del campo A-KM se realiza por el
oleogasoducto marino existente de 16ӯ X 13.3 km de la plataforma A1 hacia CGR. La
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
71
producción de los campos A-KM y B se transportan mezcladas desde el CGR hacia la
BSCB, la separación se realiza a 18 kg/cm2 en la BSCB. Para llevar a cabo este
escenario se requiere realizar interconexiones en el CGR para integrar la llegada de la
Línea de Baja Presión a los oleogasoductos existentes de 16”Ø y 24”Ø X 12.5 km y al
oleogasoducto nuevo terrestre de 12.5 km del CGR a la BSCB. En la figura 4.26 se
presenta el esquema de este escenario.
Figura 4.26 Manejo de la producción del escenario A.8 para el perfil P90.
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico de
producción P10, P50 Y P90, para el año de máxima producción aparecen en las tablas
4.11, 4.12 y 4.13. Para efectos de costeo, para los dos nuevos oleogasoductos se
proponen diámetros de 14, 16 y 18 pulgadas para los perfiles probabilísticos de
producción P10, P50 y P90 respectivamente.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
72
Tabla 4.11 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 14ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 27.34 314.410
1 Oleogasoducto de 14ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 7.65 87.975
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110
Total 127.56 1466.940
Tabla 4.12 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 30.17 346.955
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 8.50 97.750
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800
Total 131.30 1509.950
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
73
Tabla 4.13 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 33.36 383.640
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 11.23 129.145
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete ce compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180
Total 269.26 3096.490
Escenario A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos
oleogasoductos (16” y 24”Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo
de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la
plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.
Este escenario considera la construcción de un oleogasoducto marino nuevo de 20 km
desde la plataforma A1 hacia la BSCB para el manejo segregado de toda la producción
del campo A, y cuando se requiera, el manejo de la producción únicamente del campo
A-T en baja presión. Al igual que en el escenario anterior, se requiere realizar
adecuaciones en la plataforma A1 para habilitar un cabezal de recolección que se
interconecte con la nueva línea para segregar la producción de los pozos de la
formación terciaria que se encuentren fluyendo en baja presión. También se requiere
realizar interconexiones en la BSCB para integrar la llegada de la línea marina a los
trenes de separación.
Este escenario se desarrolla en dos etapas, que se describen a continuación.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
74
Etapa 1. Separación en BSCB a 18 kg/cm2. En esta etapa se considera que la presión
de los pozos en la formación terciaria no ha declinado al grado de manejar su
producción en baja presión, por lo que en este escenario se maneja la producción total
del campo A por el oleogasoducto de 20 km de A1 a BSCB. En la figura 4.27 se
presenta esquemáticamente este escenario.
Figura 4.27 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 1) para el perfil P90.
Para esta etapa la infraestructura a considerar y los costos clase V para cada perfil
probabilístico P10, P50 y P90, para el año de máxima producción se muestra en las
tablas 4.14, 4.15 y 4.16. Para efectos de costeo, para el oleogasoducto nuevo de 20 Km
se proponen diámetros de 18, 20 y 24 pulgadas para los perfiles probabilísticos de
producción P10, P50 y P90 respectivamente.
Tabla 4.14 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 20 km de A1 a BSCB 38.13 438.495
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
Total 129.56 1489.940
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
75
Tabla 4.15 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 20ӯ x 20 km de A1 a BSCB 42.12 484.380
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
Total 133.55 1535.825
Tabla 4.16 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 20 km de A1 a BSCB 45.97 528.655
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
Total 269.32 3097.180
Etapa 2. Separación en BSCB a 4 kg/cm2.
Se considera que los pozos de la formación terciaria operan en baja presión, por lo
cual, su producción es manejada a través del oleogasoducto marino nuevo de 20 km
desde la plataforma A1 hacia la BSCB para separarse a 4 kg/cm2 en la BSCB, por lo
tanto, se requiere de un módulo de compresión nuevo en la BSCB para comprimir el
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
76
gas separado en la etapa de baja presión de 4 a 18 kg/cm2 para enviarse a la estación
de compresión.
Por lo que respecta a la producción del campo A-KM, ésta se maneja a través del
oleogasoducto marino existente de 16ӯ x 13.3 km de A1 hacia el CGR, en estas
instalaciones, la producción se mezcla con la del campo B para enviarse a través de los
oleogasoductos terrestres existentes de 16ӯ y 24ӯ x 12.5 km hacia la BSCB para
separarse a 18 kg/cm2 en la BSCB. En la figura 4.28 se muestra el esquema de este
escenario.
Figura 4.28 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 2) para el perfil P90.
La infraestructura a considerar y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,
P50 y P90, para el año de máxima producción se muestra en las tablas 4.17, 4.18 y
4.19.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
77
Tabla 4.17 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740 1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 18ӯ x 20 km de A1 a BSCB 38.13 438.495
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110
Total 130.70 1503.050
Tabla 4.18 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 20ӯ x 20 km de A1 a BSCB 42.12 484.380 1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800
Total 134.75 1549.625
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
78
Tabla 4.19 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 20 km de A1 a BSCB 45.97 528.655
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete ce compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180
Total 270.64 3112.360
Escenario A.10. Separación remota centralizada en la plataforma A1.
Este escenario consiste en instalar un equipo de separación remota en la plataforma
A1. Es una alternativa que brinda la posibilidad de administrar la energía del yacimiento
al disminuir la presión en el lado de la bajante del pozo para cumplir con la presión de
operación del separador. Para este escenario se plantearon las siguientes
consideraciones:
• Se tiene espacio disponible en la plataforma A1 para la instalación de un separador remoto, sus interconexiones y sistemas auxiliares.
• La presión de separación es de 20 kg/cm2. • El gas y aceite separados se envían hacia la BSCB. El gas separado se envía
por un gasoducto nuevo de (un tramo marino de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR y un tramo terrestre de 16”Ø x 12.5 km del CGR hacia la BSCB). En la BSCB el gas se comprime a 18 kg/cm2 y envía a una Estación de Compresión. Por su parte, el aceite separado se envía por el oleogasoducto existente de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR, en el trayecto se integra la producción de los pozos de la plataforma A2. Del CGR la producción es enviada hacia la BSCB por
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
79
el oleogasoducto existente de 16”Ø x 12.5 km en donde es interconectado con el tren de separación a 4 kg/cm2, el aceite separado se envía a la etapa de estabilización. El gas recuperado en esta sección se envía a un módulo de compresión para elevar su presión a 18 kg/cm2 y enviarse a la Estación de Compresión.
• La producción de las macroperas del campo B se transporta por el oleogasoducto de 24”Ø x 12.5 km que conecta al CGR y a la BSCB. La figura 4.29 muestra este escenario en forma esquemática.
Figura 4.29 Manejo de la producción del escenario A.10 para el perfil P90.
Para llevar a cabo este escenario se requiere de la siguiente infraestructura.
En la Plataforma A1:
• 1 Separador horizontal remoto. • 1 Separador de gas a quemador. • 1 Quemador elevado. • 2 Trípodes (uno intermedio y otro que soporte la estructura del quemador). • 2 Puentes (uno hacia el trípode intermedio donde se encuentra el separador de
gas a quemador y otro del trípode intermedio hacia el trípode del quemador). • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida de gas del separador hacia
el gasoducto nuevo. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida de aceite del separador
hacia el oleogasoducto marino existente.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
80
En la BSCB:
• 1 Slug catcher. • 1 Rectificador de gas. • 1 módulo de compresión. • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad. • Líneas de proceso e interconexiones desde la llegada del gasoducto hacia el
slug cátcher, el rectificador y hacia el gasoducto al Complejo Procesador de Gas. • Líneas de proceso e interconexiones desde la llegada del oleogasoducto
existente de 16ӯ x 12.5 km.
Ductos:
• Gasoducto desde A1 hacia la BSCB, un tramo marino de 16”Ø x 13.3 km de A1 hacia el CGR y un tramo terrestre de 16”Ø x 12.5 km del CGR hacia BSCB.
Derivado de lo anterior, no se efectúa el costeo de este escenario debido a las
siguientes razones:
• Se requiere demasiada infraestructura para su implementación lo cual tiene impacto en la rentabilidad del proyecto.
• Tiene la desventaja de que el aceite separado se contamina con la mezcla de la plataforma A2 ya que esta se incorpora en el disparo submarino de 16 pulgadas existente en el ducto que conecta a A1 con el CGR.
4.5 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en
visualización con la opción pozos fluyentes
A continuación, se muestra la evaluación técnica realizada a los escenarios
preseleccionados en la etapa de visualización con pozos fluyentes, que son los
escenarios que presentan mejor viabilidad.
Se realizó el modelo de la red de transporte del campo A para el manejo de la
producción indicada en los perfiles probabilísticos de producción empleando el
simulador Pipephase 9.2, el modelo se utilizó como una herramienta de evaluación
técnica.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
81
4.5.1 Conceptualización. Simulación de la red de transporte del campo A
Se realizó la simulación de la red de transporte de hidrocarburos del campo A. El
simulador empleado es Pipephase 9.2 en el modulo de fluido blackoil (aceite negro).
Pipephase 9.2 es un simulador de flujo multifásico en estado estacionario, con el cual,
es posible generar modelos capaces de predecir perfiles de presión, de temperatura y
colgamiento de líquidos en pozos, líneas de transporte, sistemas de recolección,
transporte y distribución de hidrocarburos.
El modelo de la red de transporte de hidrocarburos del campo A se empleó como una
herramienta en la evaluación técnica y la toma de decisiones de los escenarios
planteados para la explotación y el manejo de la producción del campo A.
4.5.1.1 Modelado de la infraestructura de explotación actual
Para realizar el modelado de la infraestructura de explotación actual del campo A,
primero se desarrolló el modelo del pozo A-3 de la plataforma A1 a partir de los datos
del perfil topográfico proporcionado por el área de Diseño de Pozos. En la tabla 4.20 se
muestra el perfil topográfico del pozo A-3, donde se indica la profundidad medida, la
profundidad desarrollada y los diámetros de tubería de producción con que cuenta el
pozo A-3.
Tabla 4.20 Perfil topográfico del pozo A-3.
Campo Plataforma Pozo No. Tubing Mwd [m] Prof. [m] ID [pg]
A A1 A-3
1 5685 5685 6.252
2 5017.57 5017.57 2.748
3 5006.93 5006.93 3.000
4 5000.04 5000.04 2.478
5 168.48 168.48
El pozo A-3 se ajusto a las condiciones de operación indicadas en un reporte de
producción del pozo A-3. La simulación se realizó empleando el módulo de fluido
blackoil. En la tabla 4.21 se muestran las condiciones de operación a las que se ajusto
el pozo A-3, así como, los resultados de la simulación.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
82
Tabla 4.21 Datos de operación y resultados de la simulación del pozo A-3.
Datos de operación Resultados de la simulación
Campo A A
Plataforma A1 A1
Pozo A-3 A-3
Qo BPD 6704 6825
Qg MMPCD 4.54 4.62
RGA Ft3/Bl 677.21 677.21
Wc % 0 0
Pws Kg/cm2 923.967 923.97
Pwh Kg/cm2 150 149.7
Pbaj. Kg/cm2 40 40
Densidad ° API 32.4 32.4
Ty ° C 164 164
Twh ° C 116 116.6
IPR BPD/Kg/cm2 22.267 22.267
Estrangulador pg 5/8 5/8
En la tabla 4.22 se muestran los parámetros de ajuste utilizados en el simulador
Pipephase 9.2 para el pozo A-3.
Tabla 4.22 Parámetros de ajuste en el simulador Pipephase 9.2 para el pozo A-3.
Correlación de flujo multifásico vertical Aziz
Estrangulador
Correlación Gilbert
Relación de presión crítica 0.267
Relación de calor especifico 1
Transferencia de calor
U [Btu/HrFt2°F] 2.2
Gradiente de temperatura [°F/100Ft] 2
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
83
Figura 4.30 Simulación del pozo A-3.
El ajuste del pozo A-3 del campo A se considera válido, ya que se tiene un error menor
al 5% que es el valor mínimo que se puede considerar como valido dentro de un
estándar de resultados (ver tabla 4.21 y figura 4.30).
Se realizó el modelo de la red de transporte actual del campo A. Este modelo
contempla la producción del pozo A-3 de la plataforma A1 y la producción de las cuatro
macroperas (B-1, B-2, B-3 y B-4) del campo B.
Para simular el modelo de la red de transporte actual, con las cuatro macroperas en
operación, se consideraron los datos del reporte de producción del campo B. (ver tabla
4.23).
Tabla 4.23 Producción de las macroperas del campo B.
Macropera V bruto BPD V neto BPD % Agua V gas MMPCD RGA Ft3/bl
B-1 10378 8310 20.03 5.97 718.53
B-2 23813 10561 55.60 7.19 680.81
B-3 9793 5207 46.72 3.58 689.07
B-4 29059 15831 49.85 11.42 721.43
El modelo se elaboró de acuerdo a los perfiles topográficos de las líneas que conforman
la red de transporte actual del campo A. Se utilizó la correlación de flujo multifásico de
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
84
Beggs y Brill para modelar el flujo de fluidos a través de los oleogasoductos que
conforman esta red de transporte. Para la simulación, se tomo como referencia el
reporte diario de operación que se muestra en la tabla 4.24.
Tabla 4.24 Flujo y condiciones de operación en la BSCB.
Llegada línea de 24" Ø Medición en la BSCB
P [Kg/cm2] T [°C] V bruto BPD % Agua V neto BPD
18 81 82426 43 46983
En la figura 4.31 se muestran los resultados obtenidos de la simulación de la red de
transporte actual del campo A. Como resultado se obtiene en la BSCB un gasto de
aceite de 46674 BPD, un gasto de gas de 32.74 MMPCD, un gasto de agua de 35609
BPD y una temperatura de 84.37 °C.
Existe muy poca variación en los parámetros de operación obtenidos de la simulación
con los indicados en el reporte diario de operación, por lo tanto, el modelo de la red de
transporte actual se considera válido.
Figura 4.31 Resultados de la simulación de la red de transporte actual.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
85
4.5.1.2 Modelado de la infraestructura de explotación futura
De acuerdo a la incorporación de nuevas reservas, se considera la siguiente
infraestructura para el manejo de la producción (ver figura 4.32) del proyecto de
explotación del campo A.
Figura 4.32 Infraestructura de explotación futura para el perfil P90.
Se realizó el modelo de la red de transporte futuro para el campo A con el simulador
Pipephase 9.2 en módulo de fluido blackoil. El modelo se elaboró de acuerdo a los
perfiles topográficos de las líneas que conforman la red de transporte futura del campo
A. Se utilizó la correlación de flujo multifásico de Beggs y Brill para modelar el flujo de
fluidos a través de los oleogasoductos que conforman esta red de transporte.
Para la simulación del manejo de la producción para cada uno de los perfiles
probabilísticos de producción P10, P50 y P90, se tomó el año de producción máxima,
que corresponde al año 4. En las tablas 4.25, 4.26 y 4.27 se muestra, para el año
cuarto, la producción por plataforma para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90
respectivamente.
Como se observan en las siguientes tablas, para el perfil probabilístico P10 no hay
producción de las plataformas A3, A4, A5 y A7, la producción máxima total de aceite es
de 32850 BPD y una producción máxima total de gas de 19.27 MMPCD, para el perfil
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
86
probabilístico P50 no hay producción de las plataformas A3, A4, A5 y A7, la producción
máxima total de aceite es de 52830 BPD y una producción máxima total de gas de
31.10 MMPCD, para el ultimo perfil probabilístico P90 las plataformas que no presentan
producción son A2 y A7, para la fecha de la máxima producción, teniendo una
producción máxima total de aceite de 101290 BPD y una producción máxima total de
gas de 66.56 MMPCD.
Tabla 4.25 Producción máxima del perfil probabilístico P10.
Plataforma Qo, BPD Qg, MMPCD Qw, BPD RGA, Ft3/bl Wc, %
A1 25440 14.26 128 560.48 0.50
A2 5770 3.50 0 605.58 0
A3 0 0 0 0 0
A4 0 0 0 0 0
A5 0 0 0 0 0
A6 1640 1.51 0 924.66 0
A7 0 0 0 0 0
Total 32850 19.27 128 586.55 0.39
Tabla 4.26 Producción máxima del perfil probabilístico P50.
Plataforma Qo, BPD Qg, MMPCD Qw, BPD RGA, Ft3/bl Wc, %
A1 39940 22.49 200 563.06 0.50
A2 10560 6.41 0 607.52 0
A3 0 0 0 0 0
A4 0 0 0 0 0
A5 0 0 0 0 0
A6 2330 2.20 0 945.07 0
A7 0 0 0 0 0
Total 52830 31.10 200 588.80 0.38
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
87
Tabla 4.27 Producción máxima del perfil probabilístico P90.
Plataforma Qo, BPD Qg, MMPCD Qw, BPD RGA, Ft3/bl Wc, %
A1 68620 41.64 345 606.77 0.50
A2 0 0 0 607.52 0
A3 2550 1.21 2.55 473.0 0.10
A4 13060 5.21 132 398.67 1
A5 13700 15.38 13.71 1123.0 0.10
A6 3360 3.12 0 930.67 0
A7 0 0 0 0 0
Total 101290 66.56 493.20 657.11 0.48
4.5.2 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización del proyecto
del campo A para la opción pozos fluyentes
En la tabla 4.28 se indican los escenarios que se preseleccionaron en la etapa de
visualización para pozos fluyentes, los cuales se analizaron en esta etapa de
conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el punto de vista
técnico-económico.
Se presenta la evaluación técnica de cada escenario para la determinación de la
infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase IV de acuerdo a los
perfiles probabilísticos de producción P10, P50 Y P90.
En la evaluación técnica de escenarios se tomaron en cuenta dos criterios:
• Que no se rebase la presión máxima de operación de los ductos, que para este
estudio se tomó de 100 kg/cm2.
• Que no se presenten problemas de flujo erosivo en las líneas de transporte,
considerando una mezcla de hidrocarburos libre de sólidos (C=100).
Los costos reportados en esta etapa de conceptualización se tomaron de la base de
datos de costos de infraestructura y equipos para el manejo, procesamiento y
tratamiento de hidrocarburos del Instituto Mexicano del Petróleo y empleando el
software Que$tor.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
88
Tabla 4.28 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para pozos fluyentes.
Matriz de escenarios de pozos fluyentes para el campo A
A
A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2
.
A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.7. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto existente de 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.8. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2.
A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16” y 24” Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2.
Escenario A.4. Manejo de la producción del campo A por el oleogasoducto marino
existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de
16”Ø X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a
18 kg/cm2 (ver figura 4.22).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
89
Figura 4.22 Manejo de la producción del escenario A.4 para el perfil P90.
Se realizó la simulación de este escenario considerando la máxima producción para
cada perfil probabilístico P10, P50 y P90, enviando toda la producción del campo A por
el oleogasoducto de 16ӯ X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando a 18 kg/cm2,
a continuación se describen los resultados de la simulación para cada percentil.
Perfil probabilístico P10:
En la figura 4.33 se muestra la red superficial de transporte del escenario A.4 en
Pipephase 9.2, considerando el perfil probabilístico P10, como se observa, las
plataformas A3, A4, A5 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma
A6 se transporta por el oleogasoducto de 12ӯ X 1 km, posteriormente se incorpora al
oleogasoducto de 16ӯ X 13.9 km proveniente de la plataforma A5 a la plataforma A1
para mezclarse con la producción de la plataforma A1, esta mezcla es enviada al CGR
por el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, donde se le incorpora la producción de la
plataforma A2 proveniente del oleogasoducto de 12ӯ X 2.9 km, finalmente la
producción total es enviada por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR al
separador de la BSCB.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
90
Figura 4.33 Simulación con máxima producción para P10 del escenario A.4.
De acuerdo a la producción del perfil probabilístico de producción P10, se realizaron las
curvas de capacidad de transporte de los oleogasoductos de la red, con la finalidad de
revisar que las contrapresiones existentes en la red de transporte no sobrepasen la
presión máxima de operación de las líneas. Se realizaron también las curvas de
velocidad erosional y velocidad de la mezcla.
Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvó
que las contrapresiones no exceden la presión máxima de operación (100 kg/cm2) de
las líneas de transporte, además que no se presentan problemas de erosión. En las
figuras 4.34 y 4.35 se muestra la curva de capacidad de transporte y la curva de
velocidad erosional y de mezcla respectivamente para el oleogasoducto de 16ӯ X 13.3
km de la plataforma A1 al CGR.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
91
Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR.Perfil Probabilístico P10
P10
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000
Qo Aceite (BPD)
Pre
sión
req
uerid
a (k
g/cm
²)
Qo máximo Diametro de 16"
Qo
Producción Máxima
4to añoQo = 32849.3 BPDQg = 19.3 MMPCD RGA = 586.5 ft3/bl Qw = 0.34 BPD
Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR. Perfil probabilÍstico de producción P10
0
5
10
15
20
25
30
35
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 Longitud (m)
Velocidad de Erosional Velocidad de la Mezcla D = 16 pg
Vel
ocid
ad (
ft/se
g)
Figura 4.34 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P10.
Figura 4.35 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a
CGR para P10.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
92
Perfil probabilístico P50:
En la figura 4.36 se muestra la red superficial de transporte del escenario A.4 en
Pipephase 9.2, considerando el perfil probabilístico P50, como se observa, las
plataformas A3, A4, A5 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma
A6 se transporta por el oleogasoducto de 12ӯ X 1 km, posteriormente se incorpora al
oleogasoducto de 16ӯ X 13.9 km proveniente de la plataforma A5 a la plataforma A1
para mezclarse con la producción de la plataforma A1, esta mezcla es enviada al CGR
por el oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, donde se le incorpora la producción de la
plataforma A2 proveniente del oleogasoducto de 12ӯ X 2.9 km, finalmente la
producción total es enviada por el oleogasoducto de 16”Ø X 12.5 km del CGR al
separador de la BSCB.
Figura 4.36 Simulación con máxima producción para P50 del escenario A.4.
De acuerdo a la producción del perfil probabilístico de producción P50, se realizaron las
curvas de capacidad de transporte de los oleogasoductos de la red, con la finalidad de
revisar que las contrapresiones existentes en la red de transporte no sobrepasen la
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
93
Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoduc to de 13.3 km X 16 pg de A1 a CGR
Perfil Probabilístico P50. Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB
30
32
34
36
38
40
42
44
46
48
50
52
54
56
58
60
62
64
66
68
70
0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000 70000 75000 80000 85000
Qo Aceite (BPD)
Pre
sión
req
uerid
a (k
g/cm
²)
P50 Qo máx52.83 MBPD
presión máxima de operación de las líneas. Se realizaron también las curvas de
velocidad erosional y velocidad de la mezcla.
Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvo
que las contrapresiones no exceden la presión máxima de operación (100 kg/cm2) de
las líneas de transporte, además que no se presentan problemas de erosión. En las
figuras 4.37 y 4.38 se muestra la curva de capacidad de transporte y la curva de
velocidad erosional y de mezcla respectivamente para el oleogasoducto de 16ӯ X 13.3
km de la plataforma A1 al CGR.
Figura 4.37 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
94
Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del ole ogasoducto de 13.3 X 16 pg de A1 a CGR Perfil probabilísti co de producción P50
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000
Longitud (m)
Vel
ocid
ad (
ft/se
g)
Velocidad de Erosional
Velocidad de la Mezcla D = 16 pg
Qo máx P5052.83 MBPD31.1 MMPCD
Figura 4.38 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50.
Perfil probabilístico P90:
En la figura 4.39 se muestra la red superficial de transporte del escenario A.4 en
Pipephase 9.2, considerando el perfil probabilístico P90, como se observa, las
plataformas A2 y A7 no presentan producción. La producción de la plataforma A3 se
transporta hacia la plataforma A1 por el oleogasoducto de 12”Ø X 3 km, la producción
de la plataforma A4 se transporta hacia la plataforma A1 por el oleogasoducto de 12ӯ
X 6.5 km. La producción de la plataforma A6 se transporta por el oleogasoducto de
12ӯ X 1 km, posteriormente se incorpora al oleogasoducto de 16ӯ X 13.9 km que
transporta la producción de la plataforma A5 a la plataforma A1 para mezclarse con la
producción de las plataformas A1, A3 y A4, esta mezcla es enviada al CGR por el
oleogasoducto de 16”Ø X 13.3 km, finalmente la producción total es enviada por el
oleogasoducto de 16ӯ X 12.5 km del CGR al separador de la BSCB.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
95
Figura 4.39 Simulación con máxima producción para P90 del escenario A.4.
De acuerdo a la producción del perfil probabilístico de producción P90, se realizaron las
curvas de capacidad de transporte de los oleogasoductos de la red, con la finalidad de
revisar que las contrapresiones existentes en la red de transporte no sobrepasen la
presión máxima de operación de las líneas. Se realizaron también las curvas de
velocidad erosional y velocidad de la mezcla.
Como resultado de la simulación de la red de transporte en Pipephase 9.2 se obtuvo
que las contrapresiones se encuentren cerca de la presión máxima de operación (100
kg/cm2) de las líneas de transporte. En las figuras 4.40 y 4.41 se muestra la curva de
capacidad de transporte y la curva de velocidad erosional y de mezcla respectivamente
para el oleogasoducto de 16ӯ X 12.5 km que conecta al CGR con la BSCB. Como se
observa en la figura 4.41 se tienen problemas de flujo erosivo en este ducto al manejar
la producción para el perfil probabilístico P90.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
96
Figura 4.40 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90.
Figura 4.41 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90.
Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 12.5 km X 16 pg de CGR a BSCB Perfil Probabilístico P90, Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB.
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000 140000 150000 160000 170000 180000 190000 200000
Qo Aceite (BPD)
P90 Qo máx 101.29 MBPD
Pre
sión
requ
erid
a (k
g/cm
²)
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
97
De acuerdo a los resultados obtenidos, tenemos que el escenario A.4., no es factible
técnicamente para su implantación, debido a que tendría problemas de erosión al
manejar la producción máxima del perfil P90, es por esto que el costeo de éste
escenario no se llevó a cabo en esta etapa de conceptualización. Otro inconveniente de
este escenario es que no se podría manejar la producción de los pozos pertenecientes
a la formación terciaría del campo A.
Escenario A.6. Manejo de la producción del campo A a través del oleogasoducto
existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km
del CGR hacia BSCB. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura
4.24).
Figura 4.24 Manejo de la producción del escenario A.6 para el perfil P90.
Para este escenario A.6, se simuló la red de transporte para el manejo de la producción
del campo A para el perfil probabilístico P90, esto con el fin de determinar el diámetro
del nuevo oleogasoducto del CGR a la BSCB.
A partir del análisis del escenario A.4 se observó que al manejar la producción máxima
para P90 por un oleogasoducto de 16”Ø se tendrían problemas de erosión en la línea,
por lo que el diámetro del nuevo oleogasoducto que se propone debe ser mayor a 16”.
Se realizó la simulación para un oleogasoducto de 24”Ø (ver figura 4.42).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
98
Figura 4.42 Simulación de transporte por oleogasoducto de 24”Ø de CGR a BSCB para P90.
De acuerdo a los resultados obtenidos de la simulación, se realizó la curva de
capacidad de transporte (figura 4.43) y de velocidad erosional y de mezcla (figura 4.44),
para un diámetro de 24” X 12.5 km del CGR hacia la BSCB.
Figura 4.43 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB.
Curva de Capacidad de transporte del Oleogasoducto de 12.5 km X 24 pg de CGR a BSCB. Perfil Probabilístico P90. Presión de llegada 18 kg/cm² a BSCB
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
40
42
44
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000 110000 120000 130000 140000 150000 160000 170000 180000 190000 200000Qo Aceite (BPD)
Pre
sión
requ
erid
a (k
g/cm
²)
P90 Qo máx101.29 MBPD
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
99
Figura 4.44 Curva de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90.
El diámetro óptimo para el oleogasoducto nuevo del CGR hacia la BSCB propuesto en
el escenario A.6 es de 24” de acuerdo a los resultados mostrados en las figuras
anteriores.
La limitante de este escenario es que el campo A tiene pozos pertenecientes a dos
formaciones (cretácico medio y terciaria). La presión de los pozos pertenecientes a la
formación terciaria declinará considerablemente, por lo que se requiere la construcción
de una nueva línea para el manejo de la producción de estos pozos por baja presión,
por lo tanto, este escenario queda descartado técnicamente pues no es factible para su
implantación.
Escenario A.7. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión
nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16ӯ X
12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la
producción del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16”Ø X 13.3 km de A1
hacia CGR y oleogasoducto existente de 24ӯ X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La
Perfiles de velocidad erosional y de mezcla del ole ogasoducto de 12.5 km X 24 pg de CGR a BSCB Perfil probabilístio de producción P90
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
40
42
44
46
48
50
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000
Longitud (m)
Vel
ocid
ad (
ft/se
g)
Velocidad de Erosional
Velocidad de la Mezcla D = 24 pg
Qo máx P90 101.29 MBPD66.56 MMPCD
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
100
producción de los campos A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el
CGR. La separación se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura 4.25).
Figura 4.25 Manejo de la producción del escenario A.7 para el perfil P90.
De acuerdo a la filosofía para el manejo de la producción con este escenario, se
represionaría la red de transporte, debido a que se estaría manejando toda la
producción de los campos A-KM y B por la línea de 24”Ø X 12.5 km de CGR a BSCB.
Derivado a que se carece de información (perfiles probabilísticos de producción) del
campo B, este escenario queda documentado parcialmente, pero se recomienda que
se retome cuando se tengan los perfiles probabilísticos de producción de estos campos
con la finalidad de determinar la viabilidad técnica para su implantación. Por lo tanto,
para este estudio VCD, este escenario se descartó y no fue costeado.
Escenario A.8. Manejo de la producción del campo A-T por Línea de Baja Presión
nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto nuevo de 12.5 km del CGR hacia
BSCB y separando en la BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la producción del campo A-KM
por oleogasoducto existente de 16ӯ X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoductos
existentes de 16 y 24”Ø X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La producción de los campos
A-KM y B (terrestre) se transportan mezcladas desde el CGR. La separación se lleva a
cabo en la BSCB a 18 kg/cm2 (ver figura 4.26).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
101
Figura 4.26 Manejo de la producción del escenario A.8 para el perfil P90.
Este escenario permite tener una mayor flexibilidad en el manejo de la producción de
los hidrocarburos por reducir las contrapresiones en el sistema, ya que se propone la
instalación de 2 nuevos oleogasoductos desde la plataforma A1 a CGR y de CGR a
BSCB para el manejo de la producción de los pozos pertenecientes a la formación
terciaria en baja presión.
Este escenario propone ser el mejor desde el punto de vista técnico para la opción de
pozos fluyentes, pues en la BSCB se tiene infraestructura para llevar a cabo la
separación en baja presión (4 kg/cm2) de la producción proveniente de la formación
terciaria, además, en el futuro los oleogasoductos que conectan la plataforma A1 con el
CGR pueden manejar la producción considerando una separación remota en la
plataforma A1, lo que permitirá reducir las contrapresiones de los pozos de la formación
cretácico medio y disponer de las 2 líneas, que se pueden emplear una como oleoducto
y la otra como gasoducto.
Las figuras 4.45 y 4.46 indican las curvas de capacidad de transporte para los nuevos
oleogasoductos propuestos, el diámetro estará en función de la producción a manejar
por los pozos de la formación terciaria del campo A. Para efectos de costeo se
consideraron diámetros de 16” para la línea de baja presión que va de la plataforma A1
al CGR y de 24” para el oleogasoducto del CGR a la BSCB.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
102
Figura 4.45 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de plataforma A1 a CGR.
Figura 4.46 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de CGR a BSCB.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
103
La infraestructura considerada para desarrollar este escenario y los costos clase IV
para cada perfil probabilístico de producción P10, P50 y P90 aparece en las tablas 4.29,
4.30 y 4.31.
Tabla 4.29 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 30.17 346.955
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 15.04 172.960
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 1.95 22.425
Total 139.73 1606.895
Tabla 4.30 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 30.17 346.955
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 15.04 172.960
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 2.15 24.725
Total 139.99 1609.885
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
104
Tabla 4.31 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.3 km de A1 a CGR 30.17 346.955
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB 15.04 172.960
1 Interconexiones con Línea de B.P. en A1, CGR y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete ce compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 4.10 47.150
Total 273.98 3150.770
Escenario A.9. Manejo de la producción del campo B (terrestre) por ambos
oleogasoductos (16” y 24” Ø X 12.5 km) y separando a 18 kg/cm2 en la BSCB. Manejo
de la producción del campo A por oleogasoducto marino nuevo de 20 km de la
plataforma A1 hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 o a 4 kg/cm2 (ver figura
4.28).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
105
Figura 4.28 Manejo de la producción del escenario A.9 para el perfil P90.
Este escenario tiene la misma factibilidad técnica para su implantación que el escenario
A.8, el diámetro del nuevo oleogasoducto de 20 km que conecta a la plataforma A1 con
la BSCB, estará en función del gasto de producción a manejar, al no contar con el perfil
topográfico de la ruta de tendido de la nueva línea, no es posible realizar buenas
estimaciones de las curvas de capacidad de transporte y del comportamiento erosivo de
las mezclas multifásicas que nos lleven a determinar el diámetro óptimo, para efectos
de costeo se consideró un diámetro de 24”. La infraestructura considerada para
desarrollar este escenario y los costos clase IV para cada perfil probabilístico de
producción P10, P50 y P90 aparece en las tablas 4.32, 4.33 y 4.34.
Tabla 4.32 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740 1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.03
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 20 km de A1 a BSCB 45.97 528.655
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/4.5 MMPCD (456 HP) 1.14 13.110
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 1.95 22.425
Total 140.49 1615.635
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
106
Tabla 4.33 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 2.9 km de A2 a interconexión 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12”Ø x 1 km, de A6 a interconexión 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 16”Ø x 8.9 km, interconex. A6 – A1 21.22 244.030
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 20 km de A1 a BSCB 45.97 528.655
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/7 MMPCD (710 HP) 1.20 13.800
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 2.15 24.725
Total 140.75 1618.625
Tabla 4.34 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A2 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A3 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 5 conductores, A4 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 4 conductores, A5 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A6 16.76 192.740
1 Plataforma aligerada con 3 conductores, A7 16.76 192.740
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 2.9 km, de A2 a interconex. 15.17 174.455
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 3 km de A3 a A1 16.70 192.050
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 6.5 km de A4 a A1 20.32 233.680
1 Oleogasoducto de 16ӯ x 13.9 km de A5 a A1 31.15 358.225
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 1 km, de A6 a interconex. 12.75 146.625
1 Oleogasoducto de 12ӯ x 4 km de A7 a A6 17.93 206.195
1 Oleogasoducto de 24ӯ x 20 km de A1 a BSCB 45.97 528.655
1 Interconexiones en A1 y BSCB 8.77 100.855
1 Paquete de compresión p/10.6 MMPCD (1064 HP) 1.32 15.180
1 Serv. Auxiliares, Automatización y control, seguridad 4.10 47.150
Total 274.74 3159.510
En resumen, de acuerdo al análisis de los escenarios preseleccionados para pozos
fluyentes desde la etapa de visualización, tenemos que los escenarios más factibles
técnicamente para el manejo de la producción de los perfiles probabilísticos de
producción P10, P50 y P90 del proyecto de explotación del campo A son el escenario
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
107
A.8 y el escenario A.9. La decisión acerca de cuál de los dos escenarios es el óptimo y
por ende, el recomendado para ejecutarse está basada en un análisis económico.
4.6 Análisis económico de los escenarios más factibles para la opción pozos fluyentes
Se compararon los beneficios producidos por los escenarios factibles para la opción
pozos fluyentes, que corresponden a los escenarios A.8 y A.9. El criterio para
seleccionar el mejor escenario es el desempeño económico de cada alternativa.
El análisis económico se realizó empleando un método de flujo de efectivo descontado,
considerando un periodo de estudio de 15 años. Los ingresos están representados por
la venta de los hidrocarburos producidos (aceite y gas) para cada perfil probabilístico de
producción. Los egresos son por concepto del costo de la infraestructura requerida y los
costos de operación y mantenimiento para cada perfil probabilístico de producción. En
la tabla 4.35 se indican las consideraciones y las premisas para el análisis económico.
Tabla 4.35 Consideraciones y premisas para el análisis económico.
Consideraciones y premisas para el análisis económico
Año de evaluación 2010
Paridad (peso/USD) 11.5
Tasa de descuento (%) 12
Costos de Op. Y Mantto. (% de C. de Inversión) 20
Precio del crudo (USD/barril) 60
Precio del gas (USD/MMPC) 5384
El valor presente es la medida de merito económico de mayor aceptación disponible,
cuando se utiliza para comparar alternativas de inversión, la que tiene mayor valor
presente es la alternativa que se recomienda [31] . Los indicadores económicos que se
emplearon para medir el valor de las inversiones son: el valor presente neto (VPN), el
valor presente de la inversión (VPI), el valor presente de costos de operación y
mantenimiento (VPC), el índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI), la relación
beneficio/costo (RBC) y el tiempo de recuperación de la inversión (TRI).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
108
En la tabla 4.36 se presenta el resumen de los indicadores económicos del escenario
A.8 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la rentabilidad
económica de implementar este escenario.
Tabla 4.36 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.8.
Escenario evaluado: A.8 Unidad P10 P50 P90
Valor presente neto (VPN) MMUSD 2551.87 4340.46 10066.16
Valor presente de la inversión (VPI) MMUSD 130.75 130.99 241.04
Valor presente de costos de Op. Y Mantto. (VPC) MMUSD 227.65 228.06 446.75
Índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI) ----- 19.515 33.135 41.760
Relación beneficio/costo (RBC) ----- 7.119 12.088 14.635
Tiempo de recuperación de la inversión (TRI) Años 0.28 0.18 0.21
En la tabla 4.37 se presenta el resumen de los indicadores económicos del escenario
A.9 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la rentabilidad
económica de implementar este escenario.
Tabla 4.37 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.9.
Escenario evaluado: A.9 Unidad P10 P50 P90
Valor presente neto (VPN) MMUSD 2545.09 4333.69 10059.39
Valor presente de la inversión (VPI) MMUSD 133.223 133.455 243.509
Valor presente de costos de Op. Y Mantto. (VPC) MMUSD 231.967 232.373 451.062
Índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI) ----- 19.104 32.472 41.310
Relación beneficio/costo (RBC) ----- 6.696 11.846 14.482
Tiempo de recuperación de la inversión (TRI) Años 0.29 0.19 0.22
Como se puede observar en las tablas 4.36 y 4.37, tanto el escenario A.8, como el
escenario A.9 son rentables económicamente. Los resultados del análisis económico
muestran que el escenario A.8 es el más rentable para su implantación. Por lo tanto,
este escenario y su infraestructura asociada es el que se recomienda para la opción
pozos fluyentes del proyecto de explotación del campo A.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
109
4.7 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas artificiales de producción
Debido a la reducción de la presión del yacimiento y a algunos otros factores inherentes
a los mismos campos, el comportamiento de afluencia de los pozos se ve afectado, por
lo que se puede implementar un sistema artificial de producción.
Para el óptimo aprovechamiento de las reservas de aceite y gas del campo A se
requiere implementar algún sistema artificial de producción para la recuperación de los
fluidos de la formación terciaria.
Los escenarios planteados para el manejo de la producción del campo A-T empleando
sistemas artificiales de producción están basados en el escenario A.8 para la opción
pozos fluyentes, en el cual, la producción de los pozos en la formación terciaria, que se
encuentran en baja presión, se maneja por dos nuevos oleogasoductos uno de 16”Ø x
13.3 km de la plataforma A1 a CGR y otro de 24ӯ x 12.5 km de CGR a BSCB.
De acuerdo con un estudio realizado por el área de Ingeniería de Yacimientos, la
presión de los pozos de la formación terciaria comenzará a declinar a un ritmo
acelerado a partir del año 3. Para contrarrestar esta declinación, se opta por instalar
algún sistema artificial de producción del año 3 en adelante.
Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua,
utilizando sistemas artificiales de producción, a partir del año 3, para los pozos
pertenecientes al campo A-T se muestran en las figuras 4.47, 4.48 y 4.49
respectivamente.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
110
Figura 4.47 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T empleando SAP.
Figura 4.48 Perfiles de producción de gas para el campo A-T empleando SAP.
02000400060008000
1000012000140001600018000200002200024000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (campo A-T)
P10 P50 P90
0123456789
101112
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (campo A-T)
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
111
Figura 4.49 Perfiles de producción de agua para el campo A-T empleando SAP.
La matriz de escenarios planteada para sistemas artificiales de producción contempla
dos métodos: Bombeo Neumático (BN) y Bombeo Electrocentrífugo (BEC), por lo que
las opciones que se presentan en esta sección se enfocan a estos dos métodos.
Para el costeo clase V de la infraestructura requerida se utilizaron los perfiles
probabilísticos P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el caso del Bombeo
Neumático y de consumo de potencia para el caso del Bombeo Electrocentrífugo
proporcionados por el área de Productividad de Pozos. Estos perfiles se muestran en
las figuras 4.50 y 4.51.
Figura 4.50 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN.
05
101520253035404550
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Año
Requerimientos de gas
P10 P50 P90
Perfiles de Producción de Agua con SAP
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Año
Qw
, BP
D
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
112
Figura 4.51 Perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC.
En la tabla 4.38 se muestran los escenarios con sistemas artificiales de producción.
Tabla 4.38 Matriz de escenarios con SAP para el campo A-T.
Matriz de escenarios con sistemas artificiales de producción
Escenario
Bombeo Neumático (BN)
B.1.1 BN autoabastecido desde una plataforma unida a la plataforma A1
B.1.2 BN suministrado desde el CRG
B.1.3 BN suministrado desde la BSCB
Bombeo Electrocentrífugo (BEC)
B.2 BEC centralizado en la plataforma A1
Se realizó la evaluación de cada uno de los escenarios mostrados en la tabla 4.38 para
la determinación de la infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase
V de acuerdo a los perfiles probabilísticos de producción, de requerimientos de gas y
de consumo de potencia P10, P50 Y P90.
Bombeo Neumático (BN)
En base a un análisis realizado para los escenarios con bombeo neumático, se
considera que a futuro se va a requerir gas adicional para inyección al yacimiento para
0500
100015002000250030003500400045005000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Po
ten
cia
(KW
)
Año
Cosumo de potencia
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
113
mantenimiento de presión (Recuperación Secundaria). El área de productividad de
pozos determinó que la presión de inyección para BN es de 190 kg/cm2. Ingeniería de
Yacimientos determinó que la presión de inyección de gas al yacimiento para
recuperación secundaria es de 140 kg/cm2, por lo cual, los escenarios con BN
planteados se analizaron y costearon bajo el criterio de utilizar la cantidad total de gas
(BN + Recuperación Secundaria).
En la figura 4.52 se presentan los perfiles probabilísticos P10, P50 y P90 totales de gas
requerido que satisfacen la demanda de gas para BN y Recuperación Secundaria. El
equipo de proceso que se requiere para implementar los escenarios de bombeo
neumático debe tener una capacidad de procesamiento de acuerdo a los perfiles
probabilísticos de requerimiento total de gas de BN + Recuperación Secundaria que se
indican en la tabla 4.39.
Tabla 4.39 Perfiles de requerimiento máximo de gas de BN y RS.
Perfiles de requerimiento de gas total máximos (BN + RS)
Perfil Cantidad Unidad
P10 26.5 MMPCD
P50 41.6 MMPCD
P90 61.0 MMPCD
Figura 4.52 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN + Recuperación Secundaria.
05
101520253035404550556065
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Año
Requerimiento de gas
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
114
Escenario B.1.1 BN autoabastecido (BNA) desde una plataforma unida A1
En este escenario se considera la instalación de equipo para BN, que consiste
principalmente en un separador gas-aceite, rectificadores y un paquete de compresión,
en una plataforma de proceso unida a la plataforma A1, así como la construcción de
toda la infraestructura requerida para el manejo del gas separado. También se requiere
la instalación de un cabezal de distribución de gas de BN y líneas de suministro en la
plataforma A1, así como interconexiones de servicios entre ambas plataformas. Para
este escenario se consideró una presión de separación de 45 kg/cm2.La figura 4.53
muestra este escenario en forma esquemática.
Figura 4.53 Manejo de la producción del escenario B.1.1 para el perfil P90.
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,
P50 y P90 de producción y de requerimientos de gas se presenta en las tablas 4.40,
4.41 y 4.42.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
115
Tabla 4.40 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado (para proceso) 36.22 416.530
1 Separador bifásico (17.5 MBD - 26.5 MMPCD) 1.31 15.065
1 Soloaire (1375 HP) (26.5 MMPCD) 0.35 4.025
1 Rectificador (26.5 MMPCD) 0.19 2.185
1 Paquete de compresión p/26.5 MMPCD (2913 HP) 5.00 57.500
1 Modulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Quemador elevado 1.95 22.425
1 Puente de 100 m 1.94 22.310
1 Trípode de soporte 10.42 119.830
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
Total 74.78 859.970
Tabla 4.41 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado (para proceso) 36.22 416.530
1 Separador bifásico (26.4 MBD – 41.6 MMPCD) 2.06 23.690
1 Soloaire (2120 HP) (41.6 MMPCD) 0.55 6.325
1 Rectificador (41.6 MMPCD) 0.30 3.450
1 Paquete de compresión p/41.6 MMPCD (4565 HP) 7.82 89.930
1 Modulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Quemador elevado 3.07 35.305
1 Puente de 100 m 1.94 22.310
1 Trípode de soporte 10.42 119.830
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
Total 79.78 917.470
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
116
Tabla 4.42 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado (para proceso) 36.22 416.530
1 Separador bifásico (50.7 MBD – 61 MMPCD) 3.03 34.845
1 Soloaire (3653 HP) (61 MMPCD) 0.80 9.200
1 Rectificador (61 MMPCD) 0.44 5.060
1 Paquete de compresión p/61 MMPCD (6680 HP) 11.45 131.675
1 Modulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Quemador elevado 4.50 51.750
1 Puente de 100 m 1.94 22.310
1 Trípode de soporte 10.42 119.830
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.00
Total 86.20 991.300
Escenario B.1.2 BN suministrado desde el CRG
Este escenario contempla la instalación de equipo de proceso para BN en el área del
CGR, así como, la construcción de un gasoducto de 8”Ø x 13.3 km del CGR hacia la
plataforma A1 para el transporte del gas separado, también se requiere la instalación de
un cabezal de distribución de gas de BN y líneas de suministro en la plataforma A1, así
como interconexiones en el CGR. Para este escenario se consideró una presión de
separación de 25 kg/cm2. En las figura 4.54 se presenta esquemáticamente este
escenario.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
117
Figura 4.54 Manejo de la producción del escenario B.1.2 para el perfil P90.
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,
P50 y P90, de producción y de requerimientos de gas se presenta en las tablas 4.43,
4.44 y 4.45.
Tabla 4.43 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (17.5 MBD - 26.5 MMPCD) 1.31 15.065
1 Soloaire (120 HP) (26.5 MMPCD) 0.35 4.025
1 Rectificador (26.5 MMPCD) 0.19 2.185
1 Paquete de compresión p/26.5 MMPCD (3562 HP) 6.11 70.265
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 1.95 22.425
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.00
Total 43.98 505.770
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
118
Tabla 4.44 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (26.4 MBD – 41.6 MMPCD) 2.06 23.690
1 Soloaire (545 HP) (41.6 MMPCD) 0.55 6.325
1 Rectificador (41.6 MMPCD) 0.30 3.450
1 Paquete de compresión p/41.6 MMPCD (5017 HP) 8.60 98.900
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 3.07 35.305
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
Total 48.65 559.475
Tabla 4.45 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (50.7 MBD – 61 MMPCD) 3.03 34.845
1 Soloaire (1400 HP) (61 MMPCD) 0.80 9.200
1 Rectificador (61 MMPCD) 0.44 5.060
1 Paquete de compresión p/61 MMPCD (6753 HP) 11.57 133.055
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 4.50 51.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
Total 54.41 625.715
Escenario B.1.3 BN suministrado desde la BSCB
La premisa de este escenario es utilizar infraestructura construida en tierra con el objeto
de abatir costos. Se contempla la instalación de infraestructura en la BSCB para
suministrar gas de BN a los pozos de la plataforma A1. En este caso, se trata de
suministrar gas dulce instalando equipo de endulzamiento de gas en la BSCB, puesto
que en estas instalaciones la planta de endulzamiento existente no tiene la capacidad
suficiente y el gas dulce producido es sólo para servicios.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
119
La filosofía de este escenario es endulzar y recomprimir parte del gas separado en la
BSCB que es enviado a la Estación de Compresión con el objeto de transportarlo hacia
la plataforma A1 para su inyección a pozos.
La presión del gas que es enviado a la Estación de Compresión es de 18 kg/cm2, por lo
que será necesario recomprimirlo hasta la presión de inyección requerida en los pozos
de 190 kg/cm2. Para esto será necesario instalar equipo de compresión en la BSCB así
como realizar adecuaciones e interconexiones a los sistemas ya existentes. La figura
4.55 muestra este escenario en forma esquemática.
Figura 4.55 Manejo de la producción del escenario B.1.3 para el perfil P90.
La infraestructura requerida para la implementación de este escenario es la siguiente.
En la BSCB:
• Paquete de compresión. • Planta endulzadora. • Adecuaciones e interconexiones en el área de proceso y a la salida del
gasoducto de transporte hacia el CGR. • Líneas de proceso e interconexiones desde la salida del gas a Estación de
Compresión hacia el paquete de compresión. • Integración de sistemas auxiliares y de seguridad.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
120
En CGR:
• Adecuaciones e interconexiones para la llegada del oleogasoducto de transporte.
En la plataforma A1:
• Cabezal y líneas de distribución de gas de BN a pozos. • 1 Slug catcher. • Adecuaciones para la interconexión del gasoducto de llegada con el cabezal de
distribución de gas de BN. • Adecuaciones e interconexiones para la llegada del gasoducto.
Ductos:
• Gasoducto de 10”Ø x12.5 km desde BSCB hacia el CGR. • Gasoducto de 10”Ø x13.3 km del CGR hacia la plataforma A1. (un tramo terrestre
de 2.5 km del CGR hacia la línea de costa y un tramo marino de 10.8 km desde la línea de costa hacia la plataforma A1).
Derivado a lo anterior, no se efectúa el costeo de este escenario debido a las siguientes
razones:
• Técnicamente tiene la desventaja de que se tiene que transportar gas a muy alta presión (aproximadamente 200 kg/cm2) en zonas que se encuentran cerca de asentamientos humanos.
• Se requiere demasiada infraestructura para su implementación lo cual tiene impacto en la rentabilidad del proyecto.
• La construcción del ducto terrestre es menos costosa que un ducto marino, sin embargo se tiene el inconveniente de que la legislación ambiental prohíbe estrictamente la construcción de infraestructura petrolera nueva en el Derecho de Vía (D.D.V.) de los ducto existentes y esto implica un retraso potencial significativo en el tiempo de ejecución de la obra.
Bombeo Electrocentrífugo (BEC)
Para el escenario de sistemas artificiales de producción con bombeo electrocentrífugo,
se consideraron equipos de BEC de 405 KW cada uno. De acuerdo a la figura 4.51 de
perfiles de consumo de potencia, para P10 se requieren 4 pozos con BEC, para P50 se
requieren 7 pozos con BEC y para P90 se requieren 10 pozos con BEC. La energía
eléctrica suministrada al sistema BEC es generada por motogeneradores, el
combustible utilizado es diesel.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
121
Escenario B.2. BEC centralizado en la plataforma A1
En este escenario se considera la instalación de los equipos de superficie y auxiliares
de manera centralizada en la plataforma A1. Se contempla la instalación de una
plataforma tipo tetrápodo unida la plataforma A1 para la instalación de equipos y
requerimientos del BEC. La figura 4.56 muestra el esquema de este escenario.
Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90.
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,
P50 y P90, de producción y de consumo de potencia se presenta en las tablas 4.46,
4.47 y 4.48.
Tabla 4.46 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
4 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 10.00 115.000
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
Total 51.62 593.630
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
122
Tabla 4.47 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
7 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 17.50 201.250
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 2.93 33.695
1 Sistema de suministro de diesel 1.30 14.950
Total 60.45 695.175
Tabla 4.48 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
10 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 25.00 287.500
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 3.96 45.540
1 Sistema de suministro de diesel 1.50 17.250
Total 69.18 795.570
4.8 Visualización. Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria
Debido a la reducción de la presión del yacimiento y a algunos otros factores inherentes
a los mismos campos, el comportamiento de afluencia de los pozos se ve afectado, por
lo que aunado a la implementación de un sistema artificial de producción se requiere
con el tiempo la implementación de un sistema de recuperación secundaria, para el
mantenimiento de la presión del yacimiento y mejorar la eficiencia de desplazamiento y
recuperar una cantidad adicional de los hidrocarburos remanentes.
La matriz de escenarios planteada para sistemas de recuperación secundaria
contempla los métodos de inyección de gas e inyección de agua, por lo que el análisis
de escenarios que se presentan en esta sección se enfoca a estos dos métodos de
recuperación secundaria.
De acuerdo a un estudio realizado por el área de Ingeniería de Yacimientos, para el
óptimo aprovechamiento de las reservas de hidrocarburos del campo A-T es necesario
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
123
aplicar un sistema de recuperación secundaria a partir del año 10. Como ya se indicó,
solo la plataforma A1 opera pozos de la formación terciaria.
Los perfiles probabilísticos de producción P10, P50 y P90 de aceite, gas y agua,
utilizando sistema de recuperación secundaria a partir del decimo año se muestran en
las figuras 4.57, 4.58 y 4.59 respectivamente.
Figura 4.57 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T con SRS.
Figura 4.58 Perfiles de producción de gas para el campo A-T con SRS.
02000400060008000
1000012000140001600018000200002200024000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qo
, BP
D
Años
Perfiles de producción de aceite (campo A-T)
P10 P50 P90
0123456789
101112
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Años
Perfiles de producción de gas (campo A-T)
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
124
Figura 4.59 Perfiles de producción de agua para el campo A-T con SRS.
Para el costeo clase V de la infraestructura requerida se utilizaron los perfiles
probabilísticos P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el caso de Inyección de
Gas y requerimiento de agua para el caso de Inyección de Agua proporcionados por el
área de Ingeniería de Yacimientos. Estos perfiles se muestran en las figuras 4.60 y
4.61.
Figura 4.60 Perfiles de requerimientos de gas para el caso de Inyección de Gas al Yacimiento.
02468
101214161820
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qg,
MM
PC
D
Años
Requerimiento de gas
P10 P50 P90
Perfiles de Producción de Agua con SAP + RS
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Año
Qw
, BP
Dj
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
125
Figura 4.61 Perfiles de requerimientos de agua para el caso de Inyección de Agua al yacimiento.
En la tabla 4.49 se muestran los escenarios con sistemas de recuperación secundaria.
Tabla 4.49 Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria.
Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria Escenario Inyección de Gas Amargo
C.1.1 Inyección de Gas Amargo desde el CGR C.1.2 Inyección de Gas Amargo desde una plataforma unida a A1
Inyección de Gas Dulce C.1.3 Inyección de Gas Dulce desde la BSCB C.1.4 Inyección de Gas Dulce desde una plataforma unida a A1 C.1.5 Inyección de Gas Dulce desde el CGR
Inyección de Agua C.2 Inyección de Agua desde una plataforma de inyección
A continuación se presenta la evaluación de cada escenario para la determinación de la
infraestructura requerida, así como, la estimación de costos clase V de acuerdo a los
perfiles probabilísticos de producción, de requerimientos de gas y agua P10, P50 Y
P90.
0300060009000
12000150001800021000240002700030000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Qw
, BP
D
Años
Requerimiento de agua
P10 P50 P90
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
126
Inyección de Gas Amargo
Escenario C.1.1 Inyección de Gas Amargo desde el CGR
Para este escenario se requiere la instalación de equipo de proceso en el área del
CGR, así como, la infraestructura requerida para el transporte del gas separado,
también se requiere la instalación de un cabezal de distribución de gas y líneas de
suministro en la plataforma A1 e interconexiones en el CGR. Considerando que la
presión de inyección de gas al yacimiento (140 kg/cm2) es menor que la estimada para
el caso del BN (190 kg/cm2) en la sección de sistemas artificiales de producción, se
opta por utilizar la misma infraestructura con un sobredimensionamiento que contemple
la cantidad de gas adicional requerido para recuperación secundaria. El esquema de
manejo de la producción y del sistema de proceso requerido en el CGR, son los mismos
que para el Escenario B.1.2 de la sección de sistemas artificiales de producción. Los
costos para los diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro de los costos
del mismo, por lo que no se considera ningún costo adicional para este escenario.
Escenario C.1.2 Inyección de Gas Amargo desde una plataforma unida a A1
Este escenario contempla la instalación de una plataforma de proceso unida a la
plataforma A1, así como, la construcción de toda la infraestructura requerida para el
manejo del gas separado, también se requiere la instalación de un cabezal de
distribución de gas y líneas de suministro en la plataforma A1 e interconexiones de
servicios entre ambas plataformas. El esquema del manejo de la producción y el
sistema de proceso requerido en este escenario son los mismos que para el Escenario
B.1.1 de la sección de sistemas artificiales de producción. Los costos para los
diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro de los costos del mismo, por lo
que no se consideran costos adicionales para este escenario.
Inyección de Gas Dulce
Escenario C.1.3 Inyección de Gas Dulce desde la BSCB
En este escenario se contempla la instalación de infraestructura en la BSCB para
suministrar gas dulce de inyección al yacimiento. En este caso es necesario instalar una
planta de endulzamiento de gas en la BSCB. La filosofía de este escenario es endulzar
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
127
y recomprimir parte del gas separado que es enviado a la Estación de Compresión con
el objeto de transportarlo hacia la plataforma A1 para su inyección al yacimiento. El
esquema del manejo de la producción y el sistema de proceso requerido en la BSCB, el
CGR y la plataforma A1, son los mismos que para el Escenario B.1.3 de la sección de
sistemas artificiales de producción.
Escenario C.1.4 Inyección de Gas Dulce desde una plataforma unida a A1
Este escenario contempla la instalación de una plataforma de proceso unida a la
plataforma A1, en donde, además de la infraestructura para la separación y compresión
del gas a inyectar, se instala también una planta endulzadora.
Escenario C.1.5 Inyección de Gas Dulce desde el CGR
Para este escenario se requiere la instalación de equipo de proceso en el área del CGR
que contemple la separación, el endulzamiento y la compresión del gas a la presión de
inyección al yacimiento, además de la infraestructura requerida para el transporte del
gas.
Los escenarios de Inyección de Gas Dulce considerados en la sección de sistemas de
recuperación secundaria, escenarios C.1.3, C.1.4 y C.1.5 no fueron costeados debido a
que el gas producido del campo A es bajo en contenido de acido sulfhídrico, por lo cual,
se considera más económico la inyección de gas amargo ya que no se requiere de la
instalación de plantas endulzadoras.
Inyección de Agua
Escenario C.2 Inyección de Agua desde una plataforma de inyección
Este escenario considera la instalación de una plataforma de inyección de agua
cercana a la plataforma A1, la cual alojará al equipo de tratamiento y bombeo destinado
a inyectar agua al yacimiento. También se requiere la instalación de un cabezal de
distribución de agua y líneas de suministro en la plataforma A1. En la figura 4.62 se
presenta el esquema de este escenario.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
128
Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90.
La planta de tratamiento de agua que se requiere debe tener una capacidad de
procesamiento de acuerdo a los perfiles probabilísticos de requerimiento de agua de
inyección que se indican en la tabla 4.50.
Tabla 4.50 Perfiles de requerimiento máximo de agua de inyección.
Perfiles de inyección de agua máximos
Perfil Cantidad Unidad
P10 6 MBPD
P50 12.2 MBPD
P90 26.5 MBPD
La infraestructura considerada y los costos clase V para cada perfil probabilístico P10,
P50 y P90, de producción y de requerimiento de agua se presenta en las tablas 4.51,
4.52 y 4.53.
Tabla 4.51 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P10.
10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530
1 Planta de inyección de agua (6 MBPD) 2.82 32.430
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
Total 44.44 511.060
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
129
Tabla 4.52 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530
1 Planta de inyección de agua (12.2 MBPD) 3.42 39.330
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
Total 45.04 517.960
Tabla 4.53 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530
1 Planta de inyección de agua (26.5 MBPD) 4.02 46.230
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
Total 45.64 524.860
4.9 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en
visualización para la opción sistemas artificiales de producción
En la tabla 4.54 se indican los escenarios que se preseleccionaron en la etapa de
visualización para sistemas artificiales de producción los cuales de analizaron en esta
etapa de conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el punto
de vista técnico-económico.
Tabla 4.54 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para sistemas artificiales de producción.
Matriz de escenarios de sistemas artificiales de p roducción
B Bombeo Neumático (BN)
B.1.2. BN suministrado desde el CGR
B Bombeo Electrocentrífugo (BEC)
B.2. BEC centralizado en la plataforma A
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
130
Escenario B.1.2. BN suministrado desde el CGR
Contempla la instalación de equipo de proceso para bombeo neumático en el área del
CGR, así como, la construcción de un gasoducto de 8”Ø x 13.3 km del CGR hacia la
plataforma A1 para el transporte del gas separado. También se requiere la instalación
de un cabezal de distribución de gas de bombeo neumático y líneas de suministro en la
plataforma A1 e interconexiones en el CGR (ver figura 4.54).
Figura 4.54 Manejo de la producción del escenario B.1.2 para el perfil P90.
Este escenario fue analizado y costeado bajo el criterio de utilizar la cantidad total de
gas (BN + Recuperación Secundaria) mostrado en la figura 4.52 para el
dimensionamiento de la infraestructura requerida, ya que, la presión de inyección de BN
es de 190 kg/cm2 y la de inyección de gas al yacimiento para recuperación secundaria
es de 140 kg/cm2.
La viabilidad técnica de este escenario es la disponibilidad de gas que se tenga en el
CGR, para asegurar el cumplimiento de los volúmenes requeridos de gas, la producción
de las plataformas A1, A2, A3, A4, A5, A6 y A7 del campo A junto con la producción de
las macroperas del campo B terrestre se mezclan y alimentan a un separador bifásico
gas-aceite de alta eficiencia que opera a 25 kg/cm2.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
131
El aceite resultante es enviado a la BSCB para su separación en segunda etapa y
estabilización, mientras que el gas se comprime a 200 kg/cm2 para posteriormente
enviarse a través del gasoducto de 8”Ø x 13.3 km a la plataforma A1 para su inyección.
Se realizó la simulación del proceso de separación con la finalidad de determinar el
equipo de separación y rectificación de gas, así como la potencia requerida para
comprimir el gas de inyección de 25 hasta 200 kg/cm2 empleando el simulador de
procesos Hysys 3.2. La composición de la corriente de alimentación al separador de
fases se obtuvo de un análisis del fluido producido por el pozo A-3 de la plataforma A1,
esta composición se consideró como análoga para los demás pozos de las plataformas
del campo A.
A partir de la simulación, se obtuvó que manteniendo una temperatura de 50 °C en el
gas separado antes de la compresión se reduce la cantidad de equipos y la potencia
requerida por los compresores.
A continuación en las tablas 4.55, 4.56 y 4.57 se indican los resultados de la simulación
de la infraestructura de proceso y transporte, es decir, el dimensionamiento de los
equipos requeridos para la inyección de gas considerando la suma de los volúmenes de
gas para BN y recuperación secundaria para cada perfil probabilístico de
requerimientos de gas P10, P50 y P90 respectivamente, empleando el simulador de
procesos Hysys 3.2.
Tabla 4.55 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) para P10.
Equipo Cantidad Características
Separador bifásico 1 Qg = 30 MMPCD; Qo = 32.85 MBPD D = 2.13 m; L= 7.44 m; Pmáx = 30 kg/cm2;
Tmáx = 120 °C
Equipo de compresión 2 etapas HP = 3500; Qg = 30 MMPCD;
Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2
Soloaire 3 6736 HP; Qg = 30 MMPCD
Rectificador vertical 1 Qg = 30 MMPCD; Pmáx = 30 kg/cm2; T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 30 MMPCD; Pmáx = 95 kg/cm2;
T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 30 MMPCD; Pmáx = 220 kg/cm2; T= 60 °C
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
132
Tabla 4.56 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) para P50.
Equipo Cantidad Características
Separador bifásico 1
Qg = 45 MMPCD; Qo = 52.83 MBPD
D = 2.60 m; L= 9.07 m; Pmáx = 30 kg/cm2; Tmáx = 120 °C
Equipo de compresión 2 etapas HP = 5476; Qg = 45 MMPCD; Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2
Soloaire 3 10556 HP; Qg = 45 MMPCD
Rectificador vertical 1 Qg = 45 MMPCD; Pmáx = 30 kg/cm2;
T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 45 MMPCD; Pmáx = 95 kg/cm2; T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 45 MMPCD; Pmáx = 220 kg/cm2;
T= 60 °C
Tabla 4.57 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) para P90.
Equipo Cantidad Características
Separador bifásico 1 Qg = 70 MMPCD; Qo = 101.29 MBPD D = 3.20 m; L= 11.20 m; Pmáx = 30 kg/cm2; Tmáx = 120 °C
Equipo de compresión 2 etapas HP = 8920; Qg = 70 MMPCD;
Ps = 25 kg/cm2; Pd = 200 kg/cm2
Soloaire 3 17553 HP; Qg = 70 MMPCD
Rectificador vertical 1 Qg = 70 MMPCD; Pmáx = 30 kg/cm2;
T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 70 MMPCD; Pmáx = 95 kg/cm2; T= 60 °C
Rectificador vertical 1 Qg = 70 MMPCD; Pmáx = 220 kg/cm2;
T= 60 °C
En la figura 4.63 se muestra el esquema de proceso a construir en el CGR para obtener
el gas a las condiciones que se requiere para la inyección como bombeo neumático y
recuperación secundaria.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
133
Figura 4.63 Esquema de proceso para obtener gas de BN y RS.
La infraestructura considerada para desarrollar este escenario y los costos clase IV
para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de requerimiento de gas para el bombeo
neumático y la recuperación secundaria aparece en las tablas 4.58, 4.59 y 4.60
respectivamente.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
134
Tabla 4.58 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (32.85 MBD - 30 MMPCD) 1.49 17.135
3 Soloaire (6736 HP) (30 MMPCD) 1.18 13.570
1 Rectificador (30 MMPCD Pmáx: 30 kg/cm2 T: 60 °C) 0.21 2.415
1 Rectificador (30 MMPCD Pmáx: 95 kg/cm2 T: 60 °C) 0.25 2.875
1 Rectificador (30 MMPCD Pmáx: 220 kg/cm2 T: 60 °C) 0.29 3.335
1 Paquete de compresión 30 MMPCD (3500 HP – 2 etapas) 6.00 69.000
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 2.21 25.415
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 53.55 615.825
Tabla 4.59 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (52.835 MBD - 45 MMPCD) 2.23 25.645
3 Soloaire (10556 HP) (45 MMPCD) 1.77 20.355
1 Rectificador (45 MMPCD Pmáx: 30 kg/cm2 T: 60 °C) 0.32 3.680
1 Rectificador (45 MMPCD Pmáx: 95 kg/cm2 T: 60 °C) 0.37 4.255
1 Rectificador (45 MMPCD Pmáx: 220 kg/cm2 T: 60 °C) 0.43 4.945
1 Paquete de compresión 45 MMPCD (5476 HP – 2 etapas) 8.75 100.625
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 3.32 38.180
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 59.11 679.765
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
135
Tabla 4.60 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Separador bifásico (101.29 MBD - 70 MMPCD) 3.47 39.905
3 Soloaire (17553 HP) (70 MMPCD) 2.75 31.625
1 Rectificador (70 MMPCD Pmáx: 30 kg/cm2 T: 60 °C) 0.50 5.750
1 Rectificador (70 MMPCD Pmáx: 95 kg/cm2 T: 60 °C) 0.57 6.555
1 Rectificador (70 MMPCD Pmáx: 220 kg/cm2 T: 60 °C) 0.67 7.705
1 Paquete de compresión 70 MMPCD (8920 HP – 2 etapas) 11.05 127.075
1 Gasoducto de 8ӯ x 13.3 km de CGR a A1 19.17 220.455
1 Quemador elevado 5.16 59.340
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Válvula tipo severo y cabezales de dist. de gas de BN y RS 12.00 138.000
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 66.09 760.035
Escenario B.2. BEC centralizado en la plataforma A1
De acuerdo a la información proporcionada en la figura 4.51, donde se muestran los
perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC, para cada uno de los perfiles
probabilísticos de producción P10, P50 y P90, se realizó el análisis para este escenario,
donde se considera la instalación de los equipos de superficie, subsuperficiales y
auxiliares de manera centralizada en una plataforma tipo tetrápodo unida la plataforma
A1 (ver figura 4.56).
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
136
Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90.
En esta etapa de conceptualización, es de suma importancia tener el número y
ubicación de los pozos a los que se les aplicara el método de bombeo electrocentrífugo
para poder determinar los requerimientos de infraestructura necesaria para llevar a
cabo este escenario. Se consideró el mismo número de pozos que se manejó en
visualización, es decir, 4 pozos para el perfil P10, 7 pozos para el perfil P50 y 10 pozos
para el perfil P90.
La energía eléctrica suministrada al sistema de bombeo electrocentrífugo es la línea de
vida que proporciona energía al motor y genera el movimiento del fluido a través de la
fuerza centrífuga. En la figura 4.64 se muestra un esquema típico de generación de
energía eléctrica en instalaciones con bombeo electrocentrífugo.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
137
Figura 4.64 Esquema de generación de energía eléctrica para BEC.
La infraestructura considerada para desarrollar este escenario y los costos clase IV
para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de consumo eléctrico aparece en las
tablas 4.61, 4.62 y 4.63 respectivamente.
Tabla 4.61 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
4 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 10.00 115.00
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 59.47 683.905
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
138
Tabla 4.62 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
7 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 17.50 201.250
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 2.86 32.890
1 Sistema de suministro de diesel 1.30 14.950
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 68.23 784.645
Tabla 4.63 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Tetrápodo reforzado para equipos de BEC 36.22 416.530
10 Equipo superficial y subsuperficial BEC por pozo 25.00 287.500
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 3.96 45.540
1 Sistema de suministro de diesel 1.50 17.250
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 77.03 885.845
4.10 Conceptualización. Evaluación técnica de los escenarios preseleccionados en
visualización para la opción sistemas de recuperación secundaria
En la tabla 4.64 se indican los escenarios que se preseleccionaron en la etapa de
visualización para sistemas de recuperación secundaria los cuales de analizaron en
esta etapa de conceptualización, para determinar el escenario más factible desde el
punto de vista técnico-económico.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
139
Tabla 4.64 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para recuperación secundaria.
Matriz de escenarios de sistemas de recuperación secundaria
C
Inyección de gas
C.1.1. Inyección de gas amargo desde el CGR
C
Inyección de agua
C.2. Inyección de agua desde una plataforma de inyección
Escenario C.1.1. Inyección de gas amargo desde el CGR
Se requiere instalar equipo de proceso en el área del CGR, así como, la infraestructura
requerida para el transporte del gas separado. También se requiere la instalación de un
cabezal de distribución de gas, líneas de suministro en la plataforma A1 e
interconexiones en el CGR. Considerando que la presión de inyección al yacimiento
para sistemas de recuperación secundaria es menor que la estimada para el caso del
BN en la sección de sistemas artificiales de producción, se opta por utilizar la misma
infraestructura pero con un sobredimensionamiento que contemple la cantidad de gas
requerido para recuperación secundaria.
El esquema de manejo de la producción y del sistema de proceso requerido en el CGR,
son los mismos que para el Escenario B.1.2 de la sección de sistemas artificiales de
producción. Los costos para los diferentes perfiles probabilísticos están incluidos dentro
de los costos del mismo escenario.
Escenario C.2. Inyección de agua desde una plataforma de inyección
En el análisis de este escenario se plantearon dos opciones:
• Emplear agua congénita para la inyección al yacimiento.
• Emplear agua de mar para la inyección al yacimiento.
Inyección de agua congénita. Para la inyección de agua congénita al yacimiento como
sistema de recuperación secundaria se considera la instalación de una plataforma de
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
140
Perfiles Probabilísticos de Producción y requerimie nto de inyección de Agua Qw
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16Años
BP
D
Producción de Agua-P10 Producción de Agua-P50 Producción de Agua-P90Requerimiento de Agua - P10 Requerimiento de Agua - P50 Requerimiento de Agua - P90
inyección de agua cercana a la plataforma A1, donde se instalará un separador
trifásico, equipo de tratamiento, bombeo y servicios auxiliares, se requiere también, la
instalación de un cabezal de distribución de agua y líneas de suministro en la
plataforma A1.
Se carece de estudios de laboratorio sobre caracterización del agua producida en el
campo A que nos permitan determinar el método más adecuado para el tratamiento e
inyección de agua al yacimiento. Estos estudios deben considerar las propiedades
físicas y químicas del agua, sólidos disueltos y en suspensión, análisis bacteriológico,
etc.
La definición de los equipos de proceso para el tratamiento de agua congénita
dependerá de los análisis de la misma y de las pruebas de compatibilidad al
yacimiento. Es decir, podrá ir desde un tratamiento simple que requiera de filtración
hasta un proceso sofisticado como es la ósmosis inversa.
La inyección de agua congénita como método de recuperación secundaria no es
factible desde el punto de vista técnico, debido a que el agua producida en el campo A
no cumple con los requerimientos de inyección de agua como se indica en la figura
4.65.
Figura 4.65 Comparación de producción y requerimiento de agua de inyección del campo A.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
141
Inyección de agua de mar. En el caso de inyección de agua de mar al yacimiento como
método de recuperación secundaria, se consideró la instalación de una plataforma de
inyección de agua cercana a la plataforma A1, la cual alojará al equipo de tratamiento,
bombeo y servicios auxiliares destinado a inyectar agua al yacimiento. También se
requiere la instalación de un cabezal de distribución de agua y líneas de suministro en
la plataforma A1 (ver figura 4.62).
Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90.
La infraestructura considerada para desarrollar este escenario y los costos clase IV
para cada perfil probabilístico P10, P50 y P90 de requerimiento de agua de inyección
aparece en las tablas 4.65, 4.66 y 4.67 respectivamente.
Tabla 4.65 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P10.
P10 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530
1 Planta de inyección de agua (6 MBD) 2.82 32.430
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 52.29 601.335
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
142
. Tabla 4.66 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P50.
P50 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.530
1 Planta de inyección de agua (12.2 MBD) 3.42 39.330
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 52.89 608.235
. Tabla 4.67 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P90.
P90 Infraestructura Requerida $MM Dólares $MM Pesos
1 Plataforma tetrápodo reforzado 36.22 416.22
1 Planta de inyección de agua (26.5 MBD) 4.05 46.575
1 Módulo habitacional (20 personas) 2.50 28.750
1 Sistema de generación y dist. de energía eléctrica 1.90 21.850
1 Sistema de suministro de diesel 1.00 11.500
1 Red contraincendio 3.90 44.850
1 Sistema de gas y fuego 1.32 15.180
1 Sistema de monitoreo y control 0.88 10.120
1 Sistema de paro por emergencia 1.75 20.125
Total 53.52 615.480
4.11 Análisis económico de los escenarios más factibles para sistemas artificiales de
producción y sistemas de recuperación secundaria
Se compararon los beneficios producidos por los escenarios factibles para sistemas
artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria. El criterio para
seleccionar el mejor escenario fue el desempeño económico de cada alternativa.
El escenario B.1.2 contempla tanto la opción sistemas artificiales de producción como la
de sistemas de recuperación secundaria, a partir del tercer año se inyecta gas de
bombeo neumático a los pozos de la formación terciaria y del año 10 en adelante se
inyecta gas al yacimiento para el mantenimiento de la presión.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
143
Se realizó la comparación del escenario B.1.2 con un escenario que conjunta a los
escenarios B.2 y C.2., en lo sucesivo escenario B.2+C.2. El escenario B.2 cubre la
opción de sistemas artificiales de producción con el bombeo electrocentrífugo a partir
del año 3, mientras que el escenario C.2 lo hace con la opción de sistemas de
recuperación secundaria con la inyección de agua del decimo año en adelante.
Los costos de operación y mantenimiento varían en función de las necesidades de
infraestructura de cada perfil probabilístico de producción. Para el escenario B.1.2 se
definieron, para cada año en el periodo de estudio, como el 20 % de los costos de
inversión para cada perfil probabilístico más el costo del volumen anual de gas
requerido para cada perfil. Cuando la producción de gas de los pozos fluyentes del
campo A cubre los requerimientos de inyección de gas no hay desembolso, cuando el
volumen producido no es suficiente, el diferencial entre el volumen anual de gas
requerido y el producido por el campo A se consideró como un volumen que se compra
a un precio de 5384 USD/MMPC.
Los costos de operación y mantenimiento anuales para el escenario B.2+C.2 se
definieron como el 20 % de los costos de inversión más el costo de producir la energía
eléctrica que requieren los equipos de bombeo electrocentrifugo, considerando que
para producir 1000 KWH con los motogeneradores a plena carga, se consumen 152
litros de diesel, el costo de diesel se tomó de 0.71 USD/litro.
En la tabla 4.68 se presenta el resumen de los indicadores económicos del escenario
B.1.2 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la
rentabilidad económica de implementar este escenario.
Tabla 4.68 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.1.2.
Escenario evaluado: B.1.2 Unidad P10 P50 P90
Valor presente neto (VPN) MMUSD 667.80 1235.86 2225.10
Valor presente de la inversión (VPI) MMUSD 48.42 53.38 59.61
Valor presente de costos de Op. Y Mantto. (VPC) MMUSD 145.75 187.55 180.40
Índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI) ----- 13.79 23.15 37.32
Relación beneficio/costo (RBC) ----- 3.43 5.12 9.27
Tiempo de recuperación de la inversión (TRI) Años 0.35 0.24 0.18
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
144
En la tabla 4.69 se presenta el resumen de los indicadores económicos del escenario
B.2+C.2 para cada perfil de producción P10, P50 y P90, los cuales muestran la
rentabilidad económica de implementar este escenario.
Tabla 4.69 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.2+C.2.
Escenario evaluado: B.2+C.2 Unidad P10 P50 P90
Valor presente neto (VPN) MMUSD 574.24 1114.19 2041.12
Valor presente de la inversión (VPI) MMUSD 80.77 97.14 110.67
Valor presente de costos de Op. Y Mantto. (VPC) MMUSD 206.95 265.45 313.32
Índice de utilidad de la inversión (VPN/VPI) ----- 7.10 11.47 18.44
Relación beneficio/costo (RBC) ----- 1.99 3.07 4.81
Tiempo de recuperación de la inversión (TRI) Años 0.80 0.58 0.48
Como se puede observar en las tablas 68 y 69, tanto el escenario B.1.2, como el
escenario B.2+C.2 son rentables económicamente. Los resultados del análisis
económico muestran que el escenario B.1.2 es el más rentable para su implantación.
Por lo tanto, este escenario y su infraestructura asociada es el que se recomienda para
las opciones de sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación
secundaria del proyecto de explotación del campo A.
4.12 Definición. Consideraciones generales de la ingeniería básica de los escenarios
seleccionados
En este punto del presente trabajo se realiza una descripción en forma general de los
aspectos a considerar durante la ejecución del proyecto, como son: bases de usuario
para la construcción de la infraestructura, automatización y control y seguridad industrial
y protección ambiental de los escenarios seleccionados.
4.12.1 Bases de usuario
Plataformas:
El proyecto de explotación del campo A contempla la construcción e instalación de
plataformas. A continuación se establecen algunos requerimientos técnicos para la
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
145
elaboración de la ingeniería, análisis de riesgos, estudios de impacto ambiental y
construcción de estas plataformas.
• Cada plataforma debe tener los equipos básicos suficientes para operar y
manejar la producción máxima esperada. La estructura tendrá como función
principal permitir la perforación y terminación de pozos.
• Debe contar con espacio suficiente para las maniobras operativas, carga y
descarga de equipos y materiales.
• El diseño de los pilotes deberá considerar el estudio geotécnico específico del
sitio y las diferentes condiciones de carga a las que estarán sometidos.
• El arreglo de bajantes de los pozos debe ser tal que considere el espacio
adecuado para el número de pozos a manejar, además de espacios para la
instalación de árboles de navidad, preventores, maniobras del equipo de
perforación, así como, espacios para mantenimiento.
• La plataforma debe contar con una unidad de procesamiento remoto (UPR) para
monitorear las condiciones operativas de los pozos e incorporar a la plataforma
los sistemas de seguridad necesarios para el paro por emergencia.
• Debe incluirse las condiciones climatológicas del lugar donde se instalaran las
plataformas en las bases de usuario ya que es el primer documento que se emite
para la elaboración de la ingeniería básica.
• Se debe realizar un estudio ambiental de acuerdo a lo establecido al capítulo IV,
sección V, Artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetarán
las actividades de construcción e instalación de las plataformas.
• Para la instalación de las plataformas se debe contar con el estudio de riesgo
correspondiente de acuerdo al capítulo IV, sección V, Artículo 30 de la Ley
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente. Para el
desarrollo y terminación de la ingeniería básica se deberán considerar los
resultados derivados del análisis de riesgo para el suministro, instalación,
interconexiones necesarias, pruebas y puesta en operación de las plataformas.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
146
Oleogasoductos:
El proyecto de explotación del campo A contempla la construcción e instalación de
nuevos oleogasoductos para servicio amargo. A continuación se establecen algunos
requerimientos técnicos para la elaboración de la ingeniería, análisis de riesgos,
estudios de impacto ambiental y construcción de estos oleogasoductos.
• El oleogasoducto debe diseñarse considerando la producción máxima esperada
tanto de aceite como de gas.
• La protección anticorrosiva de la tubería deberá estar de acuerdo a lo indicado
en las normas vigentes tanto nacionales como internacionales.
• Deberá proveerse aislamiento térmico en caso de que sea necesario mantener la
temperatura por requerimiento de proceso, la selección del tipo de aislante
térmico deberá estar de acuerdo a lo indicado en las normas vigentes tanto
nacionales como internacionales.
• El material de la tubería, los análisis radiográficos, las soldaduras, las válvulas y
conexiones deberán estar de acuerdo con los códigos y normas vigentes.
• El oleogasoducto deberá diseñarse para las condiciones climatológicas más
adversas como huracanes, oleajes, sismo, etc.
• Deberá considerarse la realización del análisis de flexibilidad en la tubería, para
conocer el comportamiento estructural de la misma en base a un modelo
tridimensional que permita conocer los esfuerzos actuantes a los que estará
sometida la tubería en operación.
• La normatividad para el diseño, construcción, instalación, inspección, puesta en
operación y mantenimiento del oleogasoducto deberá de apegarse a los códigos,
estándares y normas aplicables, utilizando la última edición/revisión de las
normatividad nacional e internacional como son: NOM, NMX, PEMEX, NRF, API,
ASME, ISO, entre otros.
• Se debe realizar un estudio ambiental de acuerdo a lo establecido al capítulo IV,
sección V, Artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
147
al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetaran
las actividades de construcción e instalación de los oleogasoductos.
• Para la instalación de los oleogasoductos se debe contar con el estudio de riesgo
correspondiente de acuerdo al capítulo IV, sección V, Artículo 30 de la Ley
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Medio Ambiente. Para el
desarrollo y terminación de la ingeniería básica se deberán considerar los
resultados derivados del análisis de riesgo para el suministro, instalación,
interconexiones necesarias, pruebas y puesta en operación de los
oleogasoductos.
Paquete de separación-compresión:
• El paquete de separación-compresión debe de ser capaz de manejar la el
requerimiento máximo de gas amargo y entregar el gas a las condiciones de
presión requerida para su inyección.
• La eficiencia de separación de las fases no deberá ser mayor de un arrastre de
líquido a 0.1 gal/MMPC, dicha eficiencia deberá ser comprobada con un método
de prueba estandarizado.
• El recipiente deberá ser radiografiado al 100%, además, se le deberá efectuar
relevado de esfuerzos en su totalidad.
• El separador deberá contar con una entrada - hombre (man-hole) para efectuar
revisiones, limpiezas o reparaciones programadas al equipo.
• Los internos deberán estar construidos de materiales que garanticen soportar
las condiciones corrosivas del fluido.
• El separador deberá contar con un sistema que garantice que el recipiente se
mantenga libre de sólidos depositados, evitando con esto el taponamiento de
líneas o la deficiente operación de éste.
• El equipo de compresión debe ser adecuado para entregar el gas a una presión
máxima de 200 kg/cm2, con una temperatura a la descarga no mayor a 100 ºC.
• El sistema de compresión (compresor, accionador, soloaires, internos y sistemas
auxiliares) deberá ser adecuado para operar en un ambiente húmedo y
corrosivo.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
148
• Deberá considerarse la instalación, configuración, pruebas y puesta en
operación de un sistema de medición de flujo certificado, con la finalidad de
cuantificar el volumen de gas suministrado a pozos y al yacimiento.
• Se debe realizar un estudio ambiental de acuerdo a lo establecido al capítulo IV,
sección V, Artículo 28 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
al Medio Ambiente con el objeto de definir las condiciones a las que se sujetaran
las actividades de construcción e instalación del paquete de separación-
compresion.
• Se deberá realizar un estudio de riesgo autorizado por las autoridades
ambientales de Sermanat para la operación del sistema de compresión e
inyección de gas y la quema a cielo abierto del gas que se utilizará durante el
barrido, pruebas, puesta en operación o cualquier contingencia que se tenga en
el sistema de compresión e inyección de gas amargo a pozos y al yacimiento.
4.12.2 Automatización y control
En proyectos de explotación de hidrocarburos, el nivel de automatización comprende
desde pozos hasta instalaciones superficiales de producción, incluyendo cabezales de
recolección y redes de transporte de hidrocarburos, para monitorear y controlar las
variables de flujo, nivel, presión y temperatura principalmente.
El escenario para la inyección de gas de bombeo neumático y recuperación secundaria
desde el CGR, compuesto por el paquete de separación-compresión es el que requiere
de cierto nivel de instrumentación y control.
Se deberán cumplir los requerimientos mínimos de instrumentación, monitoreo, control
y dispositivos de seguridad que permitan la supervisión, control y automatización del
proceso de separación, compresión e inyección de gas amargo, de tal manera que se
garantice una operación segura y eficiente de la instalación, y se cumpla con las
normas actuales de calidad, diseño, construcción, operación y protección al medio
ambiente.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
149
La automatización para este escenario debe contemplar como mínimo lo siguiente:
• Indicador, transmisor y controlador de nivel en el separador de fases.
• Alarma por alto y bajo nivel en el separador de fases.
• Termopozos y termopares en el separador.
• Válvulas de control con posicionadores y actuadores de diafragma.
• Control y monitoreo de las variables presión y temperatura de succión y
descarga de los compresores.
• Medición de flujo para cuantificar el volumen de gas transferido del gasoducto.
• Medición de flujo para cuantificar el volumen de gas inyectado a pozos y a
yacimiento.
• Control y monitoreo de las condiciones de operación de los equipos de
compresión.
• Sistema digital de monitoreo en el cuarto de control.
• Monitoreo de vibración de los motores y compresores.
4.12.3 Seguridad industrial y protección ambiental
El desarrollo de la ingeniería de sistemas de seguridad y protección ambiental se debe
de considerar cuando se lleve a cabo la ingeniería básica y de detalle del escenario
seleccionado. Deberá tomarse en cuenta por lo menos los siguientes puntos:
• Paro o cierre de emergencia.
• Sistema de depresionamiento y desfogue: PSV´s, Receptores de líquidos,
Seguridad y protección en los procesos.
• Evacuación, escape y rescate: botes y balsas salvavidas, aros salvavidas,
chalecos salvavidas, planes de respuesta a emergencias.
• Integridad estructural, izaje y protección pasiva contra incendio: pararrayos,
muros contra incendio, grúas, defensas en muelles.
• Sistema activo contra incendio: bombas contraincendio, sistemas de diluvio,
sistemas de espuma, extintores portátiles PQS, extintores portátiles H2O,
extintores portátiles CO2, extintores fijos/rodantes PQS.
Capítulo IV. Caso de aplicación de la metodología VCD
150
• Sistemas auxiliares de potencia, alumbrado y UP´s (sistema de fuerza
ininterrumpida): generadores principales, generadores auxiliares, UP´s, banco de
baterías, alumbrado de helipuerto, alumbrado de emergencia, sistemas de tierra,
clasificación de áreas eléctricas.
• Detección de gas y fuego: detectores de UV/IR, detectores CH4, detectores de
H2S, detectores de humo y detectores térmicos.
• Telecomunicaciones y ayuda a la navegación: sistema de telefonía, sistema de
voceo, sistema de alarma audible y visual (fuego, fuga, hombre al agua) y luces
de situación de ayuda a la navegación.
• Control de pozos: consola Baker, SSV, SSSV, estaciones de cierre de pozos.
• Programas de mantenimiento a equipos, sistemas de seguridad y de
contraincendio.
• Higiene y salud ocupacional.
Capítulo V. Resultados
151
Capítulo V. Resultados
Capítulo V. Resultados
152
5.1. Resultados
Se aplicó la metodología VCD al campo A con la finalidad de seleccionar la
infraestructura de explotación óptima considerando tres elementos técnicos: pozos
fluyentes, sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación
secundaria.
Las opciones sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación
secundaria aplican solamente para la formación terciaria del campo A (campo A-
T).
5.1.2. Pozos fluyentes
En la etapa de visualización, para pozos fluyentes se planteó la matriz de
escenarios para el manejo de la producción y se realizó una evaluación a cada
escenario para determinar la infraestructura requerida y los costos clase V de la
misma. Los escenarios más factibles pasaron a la etapa de conceptualización,
donde fueron evaluados técnicamente con el apoyo de las simulaciones realizadas
en un modelo de la infraestructura futura desarrollado en Pipephase 9.2.
Los criterios de evaluación técnica fueron que no se rebasara la presión máxima
de operación de los ductos que conforman la red de transporte (100 kg/cm2) y que
no se presentaran problemas de flujo erosivo en las líneas, considerando la
producción máxima reportada en los perfiles probabilísticos de producción P10,
P50 y P90.
De la evaluación técnica en conceptualización para la opción pozos fluyentes, se
obtuvó que los escenarios más factibles técnicamente son el escenario A.8 y el
escenario A.9. La decisión sobre cuál de estos dos escenarios es el óptimo se
tomó en base a un análisis económico.
La evaluación económica mostró que ambos escenarios son rentables
económicamente, la diferencia entre los beneficios generados por uno y otro
escenario es marginal.
Capítulo V. Resultados
153
Se seleccionó el escenario A.8 como el óptimo para la opción pozos fluyentes
pues presenta valores más satisfactorios en los indicadores de rentabilidad
económica. La evaluación económica de este éste escenario, para el perfil
probabilístico de producción P50, que es el caso más probable, generó los
siguientes resultados: VPN = 4340.46 MMUSD, VPI = 130.99 MMUSD, VPC =
228.06 MMUSD, VPN/VPI = 33.135, RBC = 12.088, TRI = 0.18 años.
5.1.3. Sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación secundaria
Para la opción sistemas artificiales de producción, en la etapa de visualización, se
planteó la matriz de escenarios considerando solo dos métodos: bombeo
neumático y bombeo electrocentrífugo.
Al ser la infraestructura requerida (separación de fases, rectificación del gas y
compresión) la misma para el bombeo neumático y para la inyección de gas al
yacimiento como sistema de recuperación secundaria y la presión de inyección de
gas al yacimiento menor que la presión de inyección para los pozos de bombeo
neumático, los escenarios con bombeo neumático se evaluaron considerando los
perfiles probabilísticos de requerimiento máximo total de gas de inyección
(bombeo neumático + recuperación secundaria). Es decir, los escenarios con
bombeo neumático contemplan las dos opciones: sistemas artificiales de
producción y sistemas de recuperación secundaria.
Los escenarios que pasaron a la etapa de conceptualización para la opción
sistemas artificiales de producción fueron el escenario B.1.2: bombeo neumático
suministrado desde el CGR y el escenario B.2: bombeo electrocentrífugo
centralizado en la plataforma A1. Se empleó el programa Hysys 3.2 para calcular
la potencia requerida para comprimir el volumen máximo de gas que se indica en
los perfiles probabilísticos, de la presión de separación (25 kg/cm2) a la presión de
inyección.
Para sistemas de recuperación secundaria, la matriz de escenarios planteada
desde la etapa de visualización contempla dos métodos: inyección de gas al
yacimiento e inyección de agua al yacimiento. La infraestructura requerida para los
Capítulo V. Resultados
154
escenarios de inyección de gas al yacimiento está incluida en los escenarios de
bombeo neumático como sistema artificial de producción.
En el escenario de inyección de agua (escenario C.2) se analizaron dos casos: la
inyección de agua congénita y la inyección de agua de mar. Los perfiles
probabilísticos de producción de agua del campo A no cubren los perfiles
probabilísticos de requerimiento de agua de inyección al yacimiento, por lo que se
opta por inyectar agua de mar.
Se realizó un análisis económico para seleccionar el escenario de explotación
óptimo y por ende, la infraestructura óptima para el manejo de la producción de la
formación terciaria del campo A. Se comparó el desempeño económico de
escenario B.1.2, que implica el bombeo neumático como sistema artificial de
producción y la inyección de gas al yacimiento como método de recuperación
secundaria con el escenario B.2 + C.2, que tiene al bombeo electrocentrífugo
como sistema artificial de producción y a la inyección de agua como método de
recuperación secundaria.
La evaluación económica mostró que ambos escenarios son rentables
económicamente, sin embargo se seleccionó al escenario B.1.2 como el óptimo
para el manejo de la producción proveniente de la formación terciaria del campo A
pues presenta valores más satisfactorios en los indicadores de rentabilidad
económica.
La evaluación económica del escenario B.1.2, para el perfil probabilístico de
producción P50, que es el caso más probable, generó los siguientes resultados:
VPN = 1235.86 MMUSD, VPI = 53.38 MMUSD, VPC = 187.55 MMUSD, VPN/VPI
= 23.15, RBC = 5.12, TRI = 0.24 años.
Capítulo V. Resultados
155
Conclusiones
155
Conclusiones
Se describieron los conceptos básicos relacionados con la producción de
hidrocarburos, así como, la teoría y ecuaciones que emplea la industria petrolera
para modelar el flujo de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.
En este trabajo se plantearon las matrices de escenarios de explotación
potenciales para el manejo de la producción de un campo petrolero considerando
tres opciones o elementos técnicos: pozos fluyentes, sistemas artificiales de
producción y sistemas de recuperación secundaria.
Se realizó la evaluación técnica y el estimado de costos clase V de cada escenario
de explotación potencial en la etapa de visualización. Los escenarios de
explotación más factibles pasaron a la etapa de conceptualización, en donde
fueron evaluados con mayor detalle y se realizó el estimado de costos clase IV.
Se seleccionó el escenario A.8 para la opción pozos fluyentes y el escenario B.1.2
para las opciones sistemas artificiales de producción y sistemas de recuperación
secundaria por ser estos escenarios los que impactan menos a los indicadores
económicos del proyecto, brindan flexibilidad operativa y permiten su
implementación en base al comportamiento de los pozos.
Se plantearon en forma general los aspectos a considerar en la ingeniería básica:
bases de usuario para la construcción de la infraestructura, automatización y
control y seguridad industrial y protección ambiental durante la ejecución de los
escenarios de explotación seleccionados.
Hoy en día se requiere realizar una explotación racional de los recursos naturales,
en especial del petróleo, lo cual hace necesaria la aplicación conjunta de
metodologías de éxito probado para la planeación y administración de proyectos,
como la metodología VCD, y de herramientas de simulación que auxilien al
ingeniero involucrado con el área de producción de hidrocarburos a analizar
escenarios de explotación, detectar causas de problemas durante el transporte y
Conclusiones
156
procesamiento de la producción, así como, plantear soluciones y sus posibles
beneficios.
Un estudio VCD completo e integral requiere de tecnología especializada que
integra de manera simultánea los elementos del subsuelo, superficiales y
económicos, para ello, demanda una gran cantidad de datos como propiedades de
los fluidos, estudios de laboratorio, perfiles probabilísticos de producción, etc. Al
no contar con la suficiente información ni con el software especializado, el
presente trabajo de tesis está basado en premisas, pero la filosofía de trabajo y los
puntos considerados no se alejan mucho de un estudio VCD completo para un
proyecto de explotación. Es ahí donde este trabajo tiene su aportación principal ya
que hay muy poca información que explique con detalle los pasos que se
requieren en un estudio de aplicación de la metodología VCD.
Se recomienda la adquisición de información tal como, estudios petrofísicos,
registros geofísicos, análisis de propiedades de los fluidos, etc., con el fin de
actualizar los pronósticos de producción y reducir la incertidumbre.
Se recomienda que la selección del mejor escenario desde el punto de vista
técnico-económico se realice por el grupo multidisciplinario de trabajo, pues ésta
decisión implica el desarrollo de un modelo integral que comprende al yacimiento,
las reservas, los pozos, los gastos de producción, las instalaciones superficiales y
rentabilidad económica.
Índice de tablas
157
Página
Tabla 2.1 Aplicabilidad de los principales modelos de flujo multifásico…………………….. 29
Tabla 2.2 Valores de las constantes para las diferentes correlaciones de flujo en estranguladores…………………………………………………………………………………….. 32
Tabla 4.1 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A………………………… 59
Tabla 4.2 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P10……………………………………………………………………………………………… 63
Tabla 4.3 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P50…………………………………………………………………………………………........ 64
Tabla 4.4 Infraestructura requerida y costos clase V de los escenarios A.1, A.2, A.3 y A.4 para P90……………………………………………………………………………………………… 64
Tabla 4.5 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P10……………. 66
Tabla 4.6 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P50……………. 67
Tabla 4.7 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.6 para P90……………. 67
Tabla 4.8 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P10…………..... 69
Tabla 4.9 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P50……………. 69
Tabla 4.10 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.7 para P90…………... 70
Tabla 4.11 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P10…………... 72
Tabla 4.12 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P50…………... 72
Tabla 4.13 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.8 para P90…………... 73
Tabla 4.14 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P10……………………………………………………………………………………………… 74
Tabla 4.15 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P50……………………………………………………………………………………………… 75
Tabla 4.16 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 1) para P90…………………………………………………………………………………………….. 75
Tabla 4.17 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P10……………………………………………………………………………………………… 77
Tabla 4.18 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P50……………………………………………………………………………………………… 77
Tabla 4.19 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario A.9 (etapa 2) para P90……………………………………………………………………………………………… 78
Tabla 4.20 Perfil topográfico del pozo A-3………………………………………………………. 81
Tabla 4.21 Datos de operación y resultados de la simulación del pozo A-3…………………. 82
Tabla 4.22 Parámetros de ajuste en el simulador Pipephase 9.2 para el pozo A-3………….. 82
Tabla 4.23 Producción de las macroperas del campo B………………………………………… 83
Tabla 4.24 Flujo y condiciones de operación en la BSCB……………………………………….. 84
Tabla 4.25 Producción máxima del perfil probabilístico P10…………………………………... 86
Tabla 4.26 Producción máxima del perfil probabilístico P50………………………………….. 86
Tabla 4.27 Producción máxima del perfil probabilístico P90………………………………….. 87
Tabla 4.28 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para pozos fluyentes……………………………………………………………………………………... 88
Tabla 4.29 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P10…………. 103
Tabla 4.30 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P50…………. 103
Tabla 4.31 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.8 para P90…………. 104
Tabla 4.32 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P10…………. 105
Índice de tablas
158
Tabla 4.33 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P50………….. 106
Tabla 4.34 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario A.9 para P90………….. 106
Tabla 4.35 Consideraciones y premisas para el análisis económico…………………………… 107
Tabla 4.36 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.8………………………. 108
Tabla 4.37 Resumen de los indicadores económicos del escenario A.9……………………….. 108
Tabla 4.38 Matriz de escenarios con SAP para el campo A-T………………………………….. 112
Tabla 4.39 Perfiles de requerimiento máximo de gas de BN y RS…………………………….. 113
Tabla 4.40 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P10…………. 115
Tabla 4.41 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P50…………. 115
Tabla 4.42 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.1 para P90…………. 116
Tabla 4.43 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P10…………. 117
Tabla 4.44 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P50…………. 118
Tabla 4.45 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.1.2 para P90…………. 118
Tabla 4.46 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P10…………… 121
Tabla 4.47 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P50…………… 122
Tabla 4.48 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario B.2 para P90…………… 122
Tabla 4.49 Matriz de escenarios con sistemas de recuperación secundaria………………….. 125
Tabla 4.50 Perfiles de requerimiento de agua de inyección……………………………………. 128
Tabla 4.51 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P10…………… 128
Tabla 4.52 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P50…………… 129
Tabla 4.53 Infraestructura requerida y costos clase V del escenario C.2 para P90…………… 129
Tabla 4.54 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para sistemas artificiales de producción……………………………………………………………….. 129
Tabla 4.55 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) P10………… 131
Tabla 4.56 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) P50………… 132
Tabla 4.57 Infraestructura requerida para la inyección de gas (BN + Rec. Sec.) P90………… 132
Tabla 4.58 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P10………… 134
Tabla 4.59 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P50………… 134
Tabla 4.60 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.1.2 para P90………… 135
Tabla 4.61 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P10………….. 137
Tabla 4.62 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P50…………... 138
Tabla 4.63 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario B.2 para P90………….. 138
Tabla 4.64 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualización para recuperación secundaria…………………………………………………………………………… 139
Tabla 4.65 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P10………….. 141
Tabla 4.66 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P50………….. 142
Tabla 4.67 Infraestructura requerida y costos clase IV del escenario C.2 para P90………….. 142
Tabla 4.68 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.1.2……………………... 143
Tabla 4.69 Resumen de los indicadores económicos del escenario B.2 + C.2………………… 144
Índice de figuras
159
Página
Figura 2.1 Esquema de bombeo neumático……………………………………………………... 9
Figura 2.2 Unidad de bombeo electrocentrífugo……………………………………………….. 12
Figura 2.3 Sistema integral de producción……………………………………………………… 16
Figura 2.4 Esquema de flujo a través de una tubería…………………………………………... 21
Figura 2.5 Patrones de flujo bifásico en tuberías horizontales y verticales………………….. 24
Figura 2.6 Sistema de recolección típico………………………………………………………… 34
Figura 2.7 Proceso general de tratamiento de hidrocarburos…………………………………. 39
Figura 3.1 Ciclo de vida de un campo petrolero y actividades principales………………….. 47
Figura 4.1 Esquema actual del manejo de la producción………………………………………. 51
Figura 4.2 Perfiles de producción de aceite para el campo A………………………………….. 52
Figura 4.3 Perfiles de producción de gas para el campo A…………………………………….. 52
Figura 4.4 Perfiles de producción de agua para el campo A…………………………………… 53
Figura 4.5 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A1…………………………… 53
Figura 4.6 Perfiles de producción de gas para la plataforma A1……………………………… 53
Figura 4.7 Perfiles de producción de aceite para la plataforma A2…………………………… 54
Figura 4.8 Perfiles de producción de gas para la plataforma A2……………………………… 54
Figura 4.9 Perfil de producción de aceite para la plataforma A3……………………………… 54
Figura 4.10 Perfil de producción de gas para la plataforma A3……………………………….. 55
Figura 4.11 Perfil de producción de aceite para la plataforma A4…………………………….. 55
Figura 4.12 Perfil de producción de gas para la plataforma A4……………………………….. 55
Figura 4.13 Perfil de producción de aceite para la plataforma A5…………………………….. 56
Figura 4.14 Perfil de producción de gas para la plataforma A5……………………………….. 56
Figura 4.15 Perfil de producción de aceite para la plataforma A6…………………………….. 56
Figura 4.16 Perfiles de producción de gas para la plataforma A6…………………………….. 57
Figura 4.17 Perfil de producción de aceite para la plataforma A7……………………………. 57
Figura 4.18 Perfil de producción de gas para la plataforma A7……………………………….. 57
Figura 4.19 Manejo de la producción del escenario A.1 para el perfil P90…………………… 61
Figura 4.20 Manejo de la producción del escenario A.2 para el perfil P90…………………… 61
Figura 4.21 Manejo de la producción del escenario A.3 para el perfil P90…………………… 62
Figura 4.22 Manejo de la producción del escenario A.4 para el perfil P90…………………… 63
Figura 4.23 Manejo de la producción del escenario A.5 para el perfil P90…………………… 65
Figura 4.24 Manejo de la producción del escenario A.6 para el perfil P90…………………… 66
Figura 4.25 Manejo de la producción del escenario A.7 para el perfil P90…………………… 68
Figura 4.26 Manejo de la producción del escenario A.8 para el perfil P90…………………… 71
Figura 4.27 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 1) para el perfil P90………… 74
Figura 4.28 Manejo de la producción del escenario A.9 (etapa 2) para el perfil P90………… 76
Figura 4.29 Manejo de la producción del escenario A.10 para el perfil P90………………….. 79
Figura 4.30 Simulación del pozo A-3…………………………………………………………….. 83
Figura 4.31 Resultados de la simulación de la red de transporte actual……………………… 84
Figura 4.32 Infraestructura de explotación futura………………………………………………. 85
Figura 4.33 Simulación con máxima producción para P10 del escenario A.4……………….. 90
Figura 4.34 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P10……………………………………………………………………………………………… 91
Figura 4.35 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 91
Índice de figuras
160
a CGR para P10…………………………………………………………………………………….. Figura 4.36 Simulación con máxima producción para P50 del escenario A.4……………….. 92
Figura 4.37 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50…………………………………………………………………………………….. 93
Figura 4.38 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de plataforma A1 a CGR para P50…………………………………………………………………………………….. 94
Figura 4.39 Simulación con máxima producción para P90 del escenario A.4……………….. 95
Figura 4.40 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 96
Figura 4.41 Velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 96
Figura 4.42 Simulación de transporte por oleogasoducto de 24”Ø de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………………………… 98
Figura 4.43 Curva de capacidad de transporte del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………………… 98
Figura 4.44 Curva de velocidad erosional y de mezcla del oleogasoducto nuevo de 24” de CGR a BSCB para P90……………………………………………………………………... 99
Figura 4.45 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de plataforma A1 a CGR……………………………………………………………………………… 102
Figura 4.46 Curva de de capacidad de transporte para el oleogasoducto nuevo de CGR a BSCB………………………………………………………………………………………… 102
Figura 4.47 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T empleando SAP………….. 110
Figura 4.48 Perfiles de producción de gas para el campo A-T empleando SAP……………... 110
Figura 4.49 Perfiles de producción de agua para el campo A-T empleando SAP…………… 111
Figura 4.50 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN……………………………… 111
Figura 4.51 Perfiles de consumo de potencia para el caso de BEC……………………………. 112
Figura 4.52 Perfiles de requerimiento de gas para el caso de BN + Recuperación Secundaria…………………………………………………………………………………………… 113
Figura 4.53 Manejo de la producción del escenario B.1.1 para el perfil P90………………….. 114
Figura 4.54 Manejo de la producción del escenario B.1.2 para el perfil P90………………….. 117
Figura 4.55 Manejo de la producción del escenario B.1.3 para el perfil P90………………….. 119
Figura 4.56 Manejo de la producción del escenario B.2 para el perfil P90……………………. 121
Figura 4.57 Perfiles de producción de aceite para el campo A-T con SRS…………………… 123
Figura 4.58 Perfiles de producción de gas para el campo A-T con SRS………………………. 123
Figura 4.59 Perfiles de producción de agua para el campo A-T con SRS…………………….. 124
Figura 4.60 Perfiles de requerimientos de gas para el caso de inyección de gas al yacimiento…………………………………………………………………………………………… 124
Figura 4.61 Perfiles de requerimientos de agua para el caso de inyección de agua al yacimiento…………………………………………………………………………………………… 125
Figura 4.62 Manejo de la producción del escenario C.2 para el perfil P90……………………. 128
Figura 4.63 Esquema de proceso para obtener gas de BN y RS………………………………... 133
Figura 4.64 Esquema de generación de energía eléctrica para BEC…………………………… 137
Figura 4.65 Comparación de producción y requerimiento de agua de inyección del campo A……………………………………………………………………………………………... 140
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