PROPUESTA METODOLÓGICA PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE INSTALACIONES DE SEPARACIÓN Y PROCESAMIENTO DE CRUDO


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1 PROPUESTA METODOLÓGICA PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE INSTALACIONES DE SEPARACIÓN Y PROCESAMIENTO DE CRUDO NINA MARCELA PÉREZ BARRERO Ingeniera Química Universidad Nacional de Colombia Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Química y Ambiental Bogotá D.C., Colombia 2017

2 PROPUESTA METODOLÓGICA PARA EL DISEÑO Y OPERACIÓN DE INSTALACIONES DE SEPARACIÓN Y PROCESAMIENTO DE CRUDO NINA MARCELA PÉREZ BARRERO Tesis de investigación presentada como requisito parcial para optar al título de: Magister en Ingeniería Ingeniería Química Director: JULIO CÉSAR VARGAS SAÉNZ Línea de Investigación: Ingeniería de Sistema de Procesos Universidad Nacional de Colombia Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Química y Ambiental Bogotá D.C., Colombia 2017

3 A Dios, presente en las bendiciones que recibo. A mi mamá, Nina Barrero por darme alas grandes y fuertes; porque con su ejemplo me enseñó a volar. A mi amado esposo, Andrés Camilo su apoyo, compresión, e infinito amor hacen que todo valga la pena.. Mi OHANA

4 Agradecimientos Un agradecimiento especial el Ingeniero Julio César Vargas, por su paciencia tendiente a infinito con cada idea loca que surgió en el desarrollo de este proyecto; por su disposición a enseñar, su capacidad de escucha, su apoyo incondicional y por los mil y un consejos que recibí para mi crecimiento personal y profesional. Al Ingeniero Andrés Camilo Casteblanco, por sus aportes creativos y conocimiento en el desarrollo de herramientas de cálculo base del trabajo presentado. A mis amigos y compañeros de Maestría: Alfonso Martínez y Juan David Reyes por todas las veces en que simplemente fueron lo mejor del día. A todas las personas que me dieron un empujoncito cuando las ganas de seguir me abandonaron. Aquellas que con sus abrazos, su paciencia, una taza de café o una llamada, me recordaron que no estoy sola, que mi mayor tesoro son mis amigos. A todos, que son una lista interminable mi cariño y gratitud eterna. A la Universidad Nacional de Colombia, por ser mí casa desde hace una década.

5 Resumen y Abstract V Resumen Este documento presenta la evaluación de una propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo a lo largo de su vida útil. El desarrollo se llevó a cabo evaluando el impacto que sobre las condiciones de operación, tienen las propiedades de la corriente de pozo; las cuales debido a las características propias de los yacimientos varían a lo largo del tiempo de explotación. Posteriormente, se propone una metodología de diseño y evaluación de diferentes escenarios a lo largo del tiempo, evaluando el intervalo de operación ofrecido por cada uno de estos diseños. Cada alternativa se evaluó económicamente determinando cual reporta la mejor rentabilidad dentro del tiempo de explotación establecido. Paralelo a este análisis se llevó a cabo el desarrollo de un programa prototipo para caracterización de hidrocarburos en función de propiedades cuantificables en el laboratorio, el dimensionamiento de los equipos y el análisis de sensibilidad en función de las propiedades del alimento. Este desarrollo se realizó con miras al inicio de un grupo de investigación en desarrollo de software libre para Ingeniería Química. Palabras clave: (Crudo, gas, centros de acopio, análisis económico).

6 Resumen y Abstract VI Abstract This document presents a methodology for design and operation for processing facilities for crude oil. The development was carried out determining the impact of the crude oil properties on the operations conditions in the facilities, establishing an operation period of 20 years. Properties such as the inlet flows, viscosities and API degrees were evaluated. Subsequently, a methodology for design and evaluation of different scenarios is proposed. This methodology is used to determine the operation interval offered by each of these designs. Each alternative was evaluated economically determining which one reports the best profitability within the established operating time. Additionally, a software prototype for characterization of hydrocarbons, sizing facilities equipment and sensitivity analysis was developed. This development was made with the objective that to begin in the Chemical Engineering Department a research group focused on development of free software in chemical engineering. Keywords: (Crude oil, gas, facilities, economic analysis)

7 Contenido VII Contenido 1. EL MUNDO DE LOS HIDROCARBUROS Petróleo Formación del petróleo y de los yacimientos Cadena de producción del petróleo Unidades de tratamiento temprano de hidrocarburos Propiedades de la corriente de pozo relevantes en las unidades de tratamiento temprano Propiedades fisicoquímicas Transporte y refinación del crudo Propiedades de los principales crudos comercializados en el país Alcance de la tesis UNIDADES DE TRATAMIENTO TEMPRANO Técnicas de caracterización de la corriente de crudo Unidades de proceso Colector Separación de fases Separadores según su configuración Separadores según su configuración Clasificación de los separadores según el número de fases tratadas Separadores según su operación Deshidratación Técnicas para la deshidratación Variables de operación que afectan la deshidratación Desalado Técnicas para el desalado Operaciones de desalado Propiedades que afectan el diseño de los desaladores... 45

8 VIII Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Unidad de estabilización y endulzamiento Diseño de unidades de tratamiento en la industria METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE UNIDADES DE TRATAMIENTO TEMPRANO Selección de los equipos de proceso Cálculo de las propiedades de fases combinando modelos termodinámicos y heurísticas de campo Metodología para el diseño de unidades de tratamiento temprano en el tiempo Caso de estudio Caracterización del crudo y especificaciones de entrega Generación de la curva TPB y caracterización del crudo a través de pseudocompuestos Formulación de la corriente de alimento Caso de estudio formulación de la corriente de alimento Simulación del proceso Dimensionamiento de las unidades de operación Evaluación del cambio en la corriente de producto para diferentes condiciones de alimento Evaluación del desempeño de los equipos diseñados bajo las condiciones iniciales del alimento EVALUACIÓN ECONÓMICA Implementación de diseños alternativos para el funcionamiento de las instalaciones en el tiempo Dimensionamiento de los equipos a lo largo del tiempo de explotación Determinación de las condiciones de rediseño para los tres escenarios propuestos Consideraciones del análisis económico-financiero Costos fijos de operación Costos variables de operación Inversión inicial Ingresos Flujo neto de caja

9 Contenido IX 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Anexo A: Ecuaciones de diseño Modelo de Stokes para la sedimentación de un fluido a través de una fase continua 117 Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador bifásico gas-crudo horizontal Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador bifásico gas-crudo vertical Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador gas-crudo-agua horizontal Dimensionamiento de un Gun Barrel Balance de materia sobre un desalador de una y dos etapas Anexo B: Caracterización de la fracción pesada Correlaciones para la estimación de propiedades físicas de la fracción pesada y factor acéntrico Termodinámica de los hidrocarburos Anexo C: Tablas de datos caso de estudio Anexo D: Generalidades del programa de cálculo desarrollado y secuencia de cálculo para el ingreso de las corrientes de alimento BIBLIOGRAFÍA

10 Contenido X Lista de figuras Pág. Figura 1-1: Registro del consumo y la producción de petróleo durante el 2015 por regiones Figura 1-2: Registro del consumo y la producción de petróleo en Colombia para la última década... 5 Figura 1-3: Cadena de producción de los hidrocarburos Figura 1-4: Comportamiento de la presión con respecto al porcentaje de recobro para diferentes formas de producción natural Figura 1-5: Capacidad de producción refinerías nacionales para el año Figura 1-6: Centro de acopio típico para la recolección de crudo Figura 1-7: Mapa de la red de la infraestructura petrolera en Colombia Figura 2-1: Clasificación de los separadores de fases empleados en las unidades de tratamiento temprano Figura 2-2: Recorrido de la gota de crudo a través de un separador bifásico horizontal Figura 2-3: Recorrido de la gota de crudo a través de un separador bifásico vertical Figura 2-4: Configuración de un separador trifásico horizontal Figura 2-5: Representación gráfica de la estabilización de una gota de agua por agentes emulsionantes presentes en el petróleo crudo Figura 2-6: Deshidratador tipo tanque de lavado, Gun Barrel Figura 2-7: Relación entre el porcentaje de agua y el tiempo de residencia en un deshidratador Figura 2-8: Configuración de equipo de desalado de una sola etapa Figura 2-9: Configuración de equipo de desalado de dos sola etapas Figura 2-10: Escenarios hipotéticos del comportamiento del flujo de alimento a las instalaciones de tratamiento en el tiempo

11 Contenido XI Figura 3-1: Árbol de decisión para la selección de las unidades principales de proceso en un centro de tratamiento temprano Figura 3-2: Diagrama de flujo de proceso para la caracterización de la corriente de alimento a las instalaciones de tratamiento temprano Figura 3-3 : Algoritmo de decisión empleado para la determinación de la viabilidad en el uso de los equipos iniciales en diferentes condiciones de operación Figura 3-4: Conversión de la curva D-86 a TBP Figura 3-5: Extrapolación de las curvas TPB Figura 3-6: Extrapolación de las curvas de gravedad específica Figura 3-7: Diagrama de flujo de proceso para la adecuación de la corriente de crudo proveniente de pozo en el periodo inicial de explotación, bajo las condiciones del diseño del escenario Figura 3-8: Diagrama de bloque de proceso para el tratamiento del crudo proveniente de pozo Figura 3-9 : Flujo másico de vapor en las corrientes de servicio para crudos con 31,7% y 51,6% BS&W Figura 3-10 : Potencia requerida en las bombas para un crudo con 31,7% BS&W.. 82 Figura 4-1: Flujo de caja anual para los tres escenarios de evaluación durante los 20 años de proyección Figura A-1: Diagrama de flujo para el cálculo de la velocidad terminal de sedimentación de una partícula esférica en un medio continuo Figura A-2: Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador bifásico horizontal Figura A-3: Diagrama de flujo para el cálculo de las dimensiones de un separador vertical bifásico Figura A-4: Coeficiente β como función de la fracción de área asignada a la fase acuosa (Aw/A) para diferentes fracciones de gas Figura A-5: Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador trifásico horizontal Figura A-6: Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador trifásico horizontal Figura A-7: Diagrama de proceso para la operación de un desalador de una única etapa

12 XII Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura A-8: Diagrama de proceso para la operación de un desalador de una única etapa Figura B-1: Diagrama de flujo para el cálculo del equilibrio líquido vapor de una corriente de crudo empleando ecuaciones de estado Figura C-1: Promedio de la producción diaria que ingresó a las instalaciones de tratamiento durante cada periodo de tiempo en un horizonte de 20 años Figura C-2: Diagrama de flujo de proceso para la adecuación de la corriente de crudo proveniente de pozo en el periodo inicial de explotación, bajo las condiciones del diseño del escenario Figura D-1: Descripción básica de la arquitectura del programa Figura D-2: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Registro del usuario Figura D-3: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Selección del módulo de trabajo Figura D-4: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de pseudocompuestos Figura D-5: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento-selección de compuestos Figura D-6: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de composiciones del crudo y el gas Figura D-7: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de la salmuera Figura D-8: Secuencia para el ingreso de la secuencia de proceso.- Selección de la secuencia de proceso Figura D-9: Secuencia para el ingreso de la secuencia de proceso- Presentación de la secuencia de proceso Figura D-10: Secuencia para el ingreso de la secuencia de proceso.- Ingreso de las condiciones de proceso para el diseño de los equipos de separación Figura D-11: Secuencia para el ingreso de la secuencia de proceso.- Selección de la secuencia de proceso

13 Contenido XIII Lista de Tablas Pág. Tabla 1-1: Especificaciones de calidad del Gas Natural en el punto de entrada del sistema de transporte por gasoducto nacional Tabla 1-2: Composición elemental promedio del petróleo Tabla 1-3: Ensayos técnicos para la caracterización del crudo que abandona los centros de acopio Tabla 1-4: Principales oleoductos colombianos Tabla 1-5: Ensayos técnicos a los que se somete un crudo previo al ingreso oleoducto El Morro 19 Tabla 1-6: Propiedades básicas de los principales crudos comercializados en Colombia. 21 Tabla 2-1: Características y diferencias de las configuraciones típicas para separadores. 26 Tabla 2-2: Propiedades que influencian la operación de deshidratación Tabla 2-3: Ventajas y desventajas de la separación gravitacional Tabla 2-4: Ventajas y desventajas de la separación a través de agentes térmicos Tabla 2-5: Condiciones típicas de un equipo de desalado de crudo Tabla 3-1: Principales unidades de proceso requeridas para el tratamiento de diferentes corrientes de alimento en función de sus propiedades Tabla 3-2: Principales características del crudo que ingresa al centro de acopio Tabla 3-3: Cromatografía de gases del crudo empleado para el desarrollo del caso de estudio al inicio de la explotación. Método ASTM D Tabla 3-4: Especificaciones técnicas del crudo en el punto de transporte Tabla 3-5: Extrapolación de las curvas TBP y SG como función del % volumétrico acumulado. 67 Tabla 3-6: Determinación de las propiedades físicas de cada empleando el modelo de Riazi Daubert

14 XIV Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 3-7: Determinación de las propiedades físicas de cada corte realizada por el simulador comercial Aspen Hysys Tabla 3-8: Error relativo entre las propiedades determinadas por los dos programas para cada corte Tabla 3-9: Fracciones másicas y molares determinadas para cada pseudocomponente Tabla 3-10: Propiedades de fase determinadas por ambos programas Tabla 3-11: Fracciones molares determinadas para la corriente de entrada a 156,4ºF y 48 psia Tabla 3-12: Condiciones del alimento a las instalaciones de tratamiento temprano al inicio de la explotación Tabla 3-13: Propiedades de las corrientes de salida del crudo base o caso de estudio inicial Tabla 3-14: Dimensiones principales de los equipos requeridos dentro de la Unidad de tratamiento temprano Tabla 3-15: Intervalo para el análisis de sensibilidad de las variables seleccionadas Tabla 3-16: Condiciones de las corrientes de alimento para una fracción de 36% y 51,6 % BS&W Tabla 3-17: Cambios en las corrientes de productos en relación con el BS&W del alimento Tabla 3-18: Balance de materia global para el escenario con 33,8% BS&W Tabla 3-19: Balance de materia global para el escenario con 51,6% BS&W Tabla 3-20: Flujo volumétrico de entrada a los Gun Barrel para diferentes contenidos de agua en el alimento Tabla 3-21: Condiciones de las corrientes de alimento para flujos de gas de 1500MSCFD y 50 MSCFD Tabla 3-22: Cambios en las corrientes de productos en relación con el contenido de gas en el alimento Tabla 3-23: Balance de materia global para el escenario con 1500 MSCFD Tabla 3-24: Balance de materia global para el escenario con 50 MSCFD Tabla 3-25: Determinación del tamaño de gota de agua en la fase de crudo que decanta cuando se manejan flujos de gas de 645 y 1500 MSCFD... 85

15 Contenido XV Tabla 3-26: Cambios en las corrientes de productos en relación la densidad del crudo alimentado Tabla 3-27: Balance de materia global para el escenario con 18,53ª API Tabla 3-28: Balance de materia global para el escenario con 25,7ª API Tabla 3-29: Dimensiones requeridas para la separación del agua libre. Tiempo de residencia 10 min., Temperatura de operación 177ºF Tabla 3-30: Temperatura mínima de separación requerida para diferentes cortes de agua en un separador trifásico (longitud 23 ft, diámetro 87 in), para un tiempo de residencia de 10 min Tabla 3-31: Análisis de sensibilidad de la temperatura de operación cuando se varía el flujo de alimento para un separador con dimensiones fijas. Corte de agua del 45% y tiempo de residencia de 10 min Tabla 3-32: Determinación de los flujos de proceso manejados por un Gun Barrel de condiciones de 448in de diámetro y 34 ft de longitud Tabla 4-1: Propiedades del alimento al centro de acopio para los tres escenarios de diseño propuesto Tabla 4-2: Diseño de los equipos iniciales bajo los tres escenarios de operación Tabla 4-3: Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el escenario Tabla 4-4: Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el escenario Tabla 4-5: Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el escenario Tabla 4-6: Salarios mínimos legales vigentes asociados a cada uno de los trabajadores de centro de acopio Tabla 4-7: Costo de cada variable de operación a lo largo del horizonte de producción Tabla 4-8: Rubros asociados a la compra de crudo a la empresa explotadora y precio de venta en el punto de entrega Tabla 4-9: Flujo de caja neto asociado a los primeros seis años de inversión Tabla 4-10: Valor presente neto para los primeros seis años. Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10% Tabla 4-11: Aumento porcentual en el valor presente neto de la inversión (primeros 6 años) relacionado con el primer escenario. Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10%...113

16 XVI Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 4-12: Aumento porcentual en el valor presente neto de la inversión relacionado con el primer escenario para el horizonte de producción (20 años). Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10% Tabla 4-13: Valor presente neto para los tres escenarios de operación en el horizonte de producción (20 años). Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10% Tabla A-1: Relación entre el porcentaje de área destinado para el flujo de gas y la relación h/d Tabla B-1: Correlaciones generalizadas empleadas para la caracterización de los pseudocompuestos Tabla B-2: correlaciones para el cálculo de las propiedades críticas Tabla C-1: Promedio de la producción diaria que ingresó a las instalaciones de tratamiento durante cada periodo de tiempo en un horizonte de 20 años Tabla C-2: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el diseño realizado en función de las propiedades al inicio de la explotación Tabla C-3: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo Tabla C-4: Consumo de energía en las bombas de proceso Tabla C-5: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el tratamiento de un crudo con 33,7%BS&W Tabla C-6: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el tratamiento de un crudo con 51,55%BS&W Tabla C-7: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso el tratamiento de un crudo con 18,53 API Tabla C-8: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso el tratamiento de un crudo con 18,53 API Tabla C-9: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo Tabla C-10: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo Tabla C-11: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 1 para cada periodo de tiempo Tabla C-12: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 2 para cada periodo de tiempo

17 Contenido XVII Tabla C-13: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 3 para cada periodo de tiempo Tabla C-14: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo (USD/ año)

18 Contenido XVIII Lista de Símbolos y abreviaturas Símbolos con letras latinas Símbolo Término Unidad Definición A g Sección transversal de la gota ft 2 A Área transversal de la separación in 2 A.10 A gas Área transversal para el flujo del gas in 2 A.7 Bbl Barriles Cd Coeficiente de arrastre A.4 Dm Diámetro de partícula Μm D Diámetro Ft D Diámetro in F B Fuerza de flotación lb f /in 2 A.2 F D Fuerzas de arrastre lb f /in 2 A.3 G Aceleración de la gravedad ft/s 2 32,2 Δh Diferencia de altura entre los vertederos In A.23 h o Altura de la capa de aceite in H Altura del líquido in K w Factor de caracterización de Watson Leff Longitud efectiva ft Lss Longitud real ft MW Peso molecular lb / lbmol NBP Punto normal de ebullición ºC (ºF) P Presión Psia P R Presión reducida P c Presión crítica Psia Q g Caudal del gas MMscfd Q o Caudal de Crudo BOPD Q w Caudal del agua BWPD Re Número de Reynolds A.5 R Radio del separador in SG Gravedad específica T Temperatura ºR

19 Contenido XIX Símbolo Término Unidad Definición T R Temperatura reducida T C Temperatura crítica ºR Tr Tiempo de residencia min V Volumen molar ft 3 /lbmol V R Volumen reducido V c Volumen crítico ft 3 /lbmol V t Velocidad final de sedimentación ft/s V f.líq Volumen ocupado por el crudo y el agua ft 3 w i x i Z Fracción másica componente i Fracción molar componente i Factor de compresibilidad Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI Definición α Relación altura del gas diámetro del A.11 separador Β Relación altura del altura del crudo y el diámetro del separador ρ g Densidad lbm ft 3 SG Diferencia entre la gravedad específica del agua y el crudo. Μ Viscosidad dinámica cp Subíndices Subíndice O G L Término Crudo Gas Liquid Abreviaturas Abreviatura Término FWKO Free Water Knockout Vessel BS&W Basic sediment and water

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21 Introducción A causa de la extensión del mercado del petróleo en el mundo y su importancia en Colombia, cualquier desarrollo que optimice alguna de las etapas, exploración, explotación, acondicionamiento, transporte y refinación que conforman la industria del petróleo, es por sí misma interesante para la industria [1][2]. A pesar de la crisis mundial en el sector de los hidrocarburos y el modesto crecimiento en el consumo global, cercano al 2% anual en los últimos periodos, el petróleo sigue liderando el mercado de la energía. El aumento en la oferta del hidrocarburo por parte de países como Irak y Arabia Saudita ha ocasionado una caída en el precio de venta, registrando para el 2015 una reducción cercana al 50% con referencia al periodo anterior [3]. En Colombia, las reservas de crudo se estiman en cerca 2002 millones de barriles, cifra que registró una caída en relación con años anteriores, debido al cese total de las actividades de exploración. Dada la calidad de los crudos colombianos, (generalmente pesados), la exploración y explotación solo es rentable con un precio por barril superior a 50 dólares [4]. Bajo este panorama y contemplando proyecciones que concluyen que al menos durante los próximos 20 años, serán las fuentes energéticas de origen fósil las que suplan la demanda mundial de energía, cualquier proyecto que involucre una disminución en los costos de la cadena de producción y permita mantener la competitividad aún con la reducción en el precio de venta, resulta de interés para la industria y para el país [3].

22 2 Introducción Es este último quien, a través de las regalías, deberá constituir el impulso para el desarrollo de diversas áreas de crecimiento económico disminuyendo la dependencia actual hacia el mercado de los hidrocarburos [2]. En este documento, se presentan los principales resultados del desarrollo de una propuesta para la modificación en las metodologías de diseño de unidades de tratamiento temprano, en función del cambio en las propiedades del alimento en el tiempo, permitiendo ampliar el intervalo de funcionamiento de dichas instalaciones sin rediseños o adaptaciones en los equipos principales y determinando la pertinencia económica. Adicionalmente se presenta el programa de cálculo de libre acceso, que permite verificar la simulación y caracterización de corrientes de hidrocarburos, y el dimensionamiento básico de las unidades empleadas en los centros de acopio. El respectivo paralelo con programas de amplio reconocimiento en la simulación de las mismas operaciones, permite validar la utilidad del programa de cálculo Implementado..

23 1. EL MUNDO DE LOS HIDROCARBUROS 1.1 Petróleo El petróleo es una mezcla de compuestos orgánicos, formado por la transformación química de la materia orgánica vegetal y animal durante millones de años, en depósitos naturales a condiciones de presión y temperatura elevada. Al igual que el agua, está clasificado como un recurso natural no renovable [5]. Aunque el conocimiento de la existencia del petróleo data desde civilizaciones antiguas, fue solo hasta inicios del siglo XIX con la invención del motor de combustión interna y posterior desarrollo de la industria del automóvil que el petróleo tomo un papel principal en el desarrollo de la economía y la política mundial [6] A finales del siglo XIX, la naciente industria del refino dedicada a obtener derivados químicos del petróleo y de los gases asociados, proporcionó combustibles con aplicaciones y rendimientos específicos [5]. El desarrollo de los procesos de refinación, permitió el nacimiento de industrías especializadas dedicadas a la producción de plasticos, lubricantes, fertilizantes entre otras [7]. Actualmente, la cantidad de productos finales obtenidos a partir del petróleo ronda los cientos de miles [8]. El crecimiento en el consumo energético, impulsado por el desarrollo socioeconómico de las naciones en conjunto con el aumento de población, ubican al petróleo en el centro de la economía mundial. Los precios de comercialización son determinados por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), los cuales agrupan cerca del 43% de la producción total y el 81% de las reservas del petróleo [9]. La modificación en los precios de comercialización del petróleo son constrarrestados por el ajuste en el precio del dólar, afectando directamente la economía mundial [10].

24 4 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Para el 2015, dentro de los países desarrollados, Estados Unidos registró el mayor consumo de petróleo, abarcando cerca del 20% y liderando el consumo per cápita. Renglón seguido se encuentra China, cuya economía en desarrollo proporciona altos valores en la demanda energética, contrarrestados con bajas demandas en el consumo per cápita [3]. La dinámica de estas potencias influencia directamente el comportamiento de su región (Figura 1-1). La diferencia entre los volúmenes producidos y consumidos en la región asiática, muestra esta dependencia que contrarresta con la capacidad autosostenible de Estados Unidos. Figura 1-1: regiones.. Registro del consumo y la producción de petróleo durante el 2015 por Petróleo producido por región. Millones de barriles diarios Petróleo consumido por región. Millones de barriles diarios Fuente: [3] En Colombia, el balance energético anual muestra una rata de crecimiento cercana a los 100 millones de barriles por año entre el 2007 y el 2011, periodo desde el cual el crecimiento de la producción ha sido reducido casi a cero (Figura 1-2). Por su parte el

25 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 5 consumo durante la última década ha permanecido casi constante, alrededor de los 210 millones de barriles por año. Figura 1-2: última década. Registro del consumo y la producción de petróleo en Colombia para la Fuente: [3]. Paralelo a la disminución en el crecimiento de la producción, la caída en los precios de comercialización del crudo ocasionó el cese de los proyectos de exploración en el país, lo que ubicó la autosuficiencia petrolera en 5,5 años, el valor más bajo reportado desde el año 2000 [11]. Las tecnologías disponibles para la explotación, no proporcionan márgenes de rentabilidad cuando el precio del barril se ubica por debajo de los 50 dólares. En términos de exportaciones, el principal destino del crudo ha sido Estados Unidos. Sin embargo la reducción en la demanda por parte del país americano, ha obligado al mercado colombiano a ampliar sus horizontes. El mercado indio y el europeo aparecen ahora en miras para la exportación, lo que ocasiona la necesidad de modificar la logística de los procesos de producción y mezclado, cuyas actividades están enfocadas a cumplir las especificaciones del mercado americano [12].

26 6 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 1.2 Formación del petróleo y de los yacimientos Se han desarrollado diversas hipótesis acerca del origen del petróleo y la formación de yacimientos. La teoría orgánica, aceptada ampliamente por geólogos y científicos, considera que la formación de depósitos de crudo inició con el arrastre de material orgánico por corrientes de agua y materia inorgánica formando depósitos con características geológicas específicas[5]. El material acumulado fue degradado por la acción de microorganismos durante largos periodos de tiempo, expuestos a condiciones anaerobias de presión y temperatura elevada, y la separación de agua salina, dando origen a la formación de crudo y gas. El depósito o estructura geológica donde tuvo origen la formación del crudo recibe el nombre de roca madre [13] El petróleo, al ser un líquido a las condiciones del yacimiento, puede fluir a través de las rocas porosas, localizándose en ocasiones a grandes distancias del lugar donde ocurrió su formación. Cuando el flujo se encuentra con un tipo de roca no porosa que impide el flujo, ocurre la formación de un yacimiento. El crudo, el gas y la salmuera se estratifican dentro de las formaciones rocosas [5]. 1.3 Cadena de producción del petróleo La producción de hidrocarburos, puede verse como el conjunto de actividades económicas relacionadas con la exploración, producción, transporte, refinación o procesamiento y comercialización del mismo. Es un conjunto de actividades reguladas por gobierno de cada país y desarrolladas por empresas de carácter público, privado o de economía mixta. La cadena de valor de los hidrocarburos, consta de dos grandes áreas, la primera asociada con los procesos de exploración y producción; la segunda con la refinación, transporte y comercialización. La Figura 1-3 esquematiza las etapas involucradas en la cadena de producción del petróleo.

27 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 7 Figura 1-3: Cadena de producción de los hidrocarburos. Proceso de producción aguas arriba Proceso de producción aguas abajo Fuente: [14] El proceso de exploración y explotación de hidrocarburos es un conjunto de etapas acopladas, cuya rentabilidad global depende de los rendimientos por cada sección. Se inicia con la etapa de exploración, donde un conjunto de estudios geológicos que incluyen análisis de superficies, las rocas existentes y los afloramientos de formación, permiten emitir un juicio preliminar a partir del cual se decide o no realizar los posteriores estudios geofísicos [15] Existen cuatro tipos de estudios geofísicos empleados en la industria: estudio de gravedad, magnético, sísmico y teledetección. Sin embargo, ninguno proporciona una certeza de éxito en la perforación, última fase de esta etapa. Una vez confirmada la existencia de crudo, mediante técnicas de profundidad, se inicia la etapa de explotación [13]. La explotación se divide en tres etapas: recuperación primaria, secundaria y terciaria. La recuperación primaria, tiene lugar al inicio del aprovechamiento del pozo, donde la presión del propio del pozo impulsa el flujo del crudo hacia la superficie. Se estima que alrededor de un 25% del crudo en un yacimiento se extrae en esta etapa. Este valor dependerá de las características geológicas, las características del yacimiento del crudo, como la viscosidad [13]. Cualquier yacimiento petrolero desde el inicio de la explotación presenta una tendencia natural a disminuir el flujo de producción como consecuencia de la caída en la presión. Cuando la explotación se realiza empleando únicamente la energía de pozo, diferentes

28 Porcentaje Presión inicial de yacimiento 8 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo mecanismos de producción natural pueden evidenciarse a lo largo de la explotación. Cada uno de estos mecanismos presenta una relación diferente entre la caída de la presión y la cantidad de crudo recuperado (Ver Figura 1-4). Figura 1-4: Comportamiento de la presión con respecto al porcentaje de recobro para diferentes formas de producción natural Porcentaje de recobro Fuente:[15] Cuando la energía de flujo natural deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales dentro de los que cuales se encuentran: el bombeo mecánico e hidráulico, inyección de gas y uso de pistones en la tubería o el uso de bombas sumergibles. A medida que la extracción avanza, la presión del pozo desciende, lo que obliga a la inyección de fluidos que permitan mantener el caudal de producción, esto se conoce como extracción secundaria. Generalmente se realiza la inyección de agua o vapor a presión. Cuando el flujo de producción desciende nuevamente, pero la cantidad y las características del crudo ameritan la implementación de técnicas de recuperación avanzadas se implementan procesos de recuperación terciaria [5]. La última etapa de recuperación, conocida como recuperación terciaria o recuperación asistida emplea técnicas como la inyección de vapor, de gases (CO 2, N 2 ), combustión

29 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 9 controlada, etc. El crudo que se intenta recuperar en este punto es más viscoso que el inicial, por lo cual se busca primordialmente el aumento de la temperatura, facilitando el flujo a superficie. Por último, cuando la tasa de retorno de la explotación no resulta atractiva al inversionista, ocurre el cierre del pozo. Dado que la corriente extraída del pozo es una mezcla de hidrocarburos líquidos, gases disueltos, salmuera y sólidos, está debe ser acondicionada cerca a los sitios de extracción antes de atravesar largas distancias por medio de transporte terrestre ya sea en carrotanques o por oleoductos. Las instalaciones destinadas a este fin se conocen como unidades de tratamiento temprano. En los centros de acopio el crudo, proveniente de diferentes pozos, es recolectado a través del colector de entrada (manifold), dispositivo empleado en la homogenización de la corriente de alimento al centro de acopio. Generalmente se cuenta con un dispositivo de operación en línea y uno de prueba. Este último permite hacer seguimiento a las composiciones y flujos en el tiempo. La separación de la fase gaseosa, los sólidos arrastrados y el agua libre y emulsionada, que acompañan a la corriente de crudo, se realiza en las unidades de tratamiento temprano, permitiendo a la corriente, que abandona la facilidad, cumplir con las especificaciones técnicas de venta y transporte por oleoducto o carrotanque a su destino. La mayor parte del oleoducto nacional pertenece a la empresa Ecopetrol, quien se encarga del transporte de los diferentes hidrocarburos para refinación, exportación o consumo a través de su red de 8500 kilómetros de poliductos y oleoductos. Cerca del 66% del crudo explotado es transportado por oleoductos o carrotanques hasta los puertos en los océanos Átlántico y Pacífico para su exportación a mercados internacionales. Los principales destinos para el crudo exportado son los mercados de Estados Unidos y China. El crudo que queda en el país es enviado a las refinerías nacionales. Se cuenta en la actualidad con 5 refinerias, la de Barrancabermeja, Cartagena, Floreña, Orito y Apiay. Las dos primeras manejan cerca del 88% de la producción total (Ver Figura 1-5).

30 10 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura 1-5: Capacidad de producción refinerías nacionales para el año Fuente: [16] 1.4 Unidades de tratamiento temprano de hidrocarburos La corriente extraída desde los pozos de producción se encuentra formada por hidrocarburos líquidos, gases disueltos, salmuera y material particulado; lo que impide su transporte a través de largas distancias. El acondicionamiento inicial se realiza en centros de acopio, instalaciones encargadas de la separación, adecuación, caracterización, disposición y contabilización de las corrientes de crudo, gas y agua que ingresan y abandonan la instalación, ya sea para ser transportadas o a disposición final [17]. Los centros de acopio (Figura 1-6) reciben flujos provenientes de diferentes formaciones gelógicas, donde cada una puede varíar sus propiedades a lo largo de la explotación de manera independiente. Esta condición demanda un monitoreo continuo sobre las propiedades de las corrientes y el posterior ajuste en la relación de flujos para proporcionar cierto grado de homogeniedad en la línea de proceso [18] El diseño de los centros de acopio se realiza en función de las características de las corrientes que ingresarán como alimento. Propiedades como la composición, grados API, salinidad, contenido de agua y gases disueltos, son fundamentales en esta etapa. Dado que algunas de estas propiedades varían a lo largo de la explotación, la correcta elección de los equipos y las dimensiones evita los sobrecostos ocasionados por rediseño [17], [18][19]

31 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 11 Figura 1-6: Centro de acopio típico para la recolección de crudo. Fuente: [20] Las operaciones básicas para el tratamiento del crudo son: separación de fases, deshidratación del crudo y del gas, desalado y estabilización. En adición, los flujos de gas y agua producidos deben ser tratados y dispuestos según la normativa ambiental vigente. A continuación se realiza una breve descripción del proceso de tratamiento para el crudo y de las principales unidades empleadas. Si el gas asociado, recuperado en las unidades de separación, constituye un producto de venta es necesario enviarlo a etapas de acondicionamiento y procesamiento, esto en función de la composición del gas y los flujos obtenidos en la separación; de lo contrario debe enviarse para disposición final en tea. Las operaciones de acondicionamiento del gas involucran endulzamiento y deshidratación; y en algunos casos recuperación de gasolinas naturales líquidas, previo a la separación de la corriente en los diferentes cortes comercializables (gas natural, gas licuado, etc.). El endulzamiento permite retirar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno hasta los valores establecidos por la normativa para el gas natural, evitando procesos de corrosión en equipos y tuberías (Tabla 1-1). La deshidratación por su parte, evita la formación de

32 12 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo hidratos de carbono, componentes sólidos productos de la reacción entre los hidrocarburos y el agua, y responsables de obstrucciones, incrustaciones y desgastes en equipos y tuberías. Tabla 1-1: Especificaciones de calidad del Gas Natural en el punto de entrada del sistema de transporte por gasoducto nacional. Especificaciones Sistema Inglés Máximo poder calorífico en bruto (GHV) Btu/ft 3 Mínimo poder calorífico en bruto (GHV) 950 Btu/ ft 3 Contenido de líquido libre de líquidos Contenido total de H 2 S máximo 0.25 grano/100 SCF Contenido total de azufre máximo 1.0 grano/100 SCF Contenido de CO 2, máximo en % volumen 2% Contenido de N 2 máximo en % volumen 3 Contenido de inertes máximo en % volumen 5% Contenido de oxígeno máximo en % volumen 0.1% Contenido de agua máximo 6.0 Lb/MPCS Temperatura de entrega máximo 120ºF Temperatura de entrega mínimo 40ºF Contenido máximo de polvos material en suspensión 0.7 grano/1000 SCF Fuente: [21]. Las operaciones de tratamiento involucran la recuperación de la corriente de gas natural licuado y su posterior fraccionamiento para la obtención de las corrientes de venta. Por fondos de la unidad de separación, se obtiene la fase acuosa, que constituye la fracción de agua libre que puede alcanzar entre 20 y 90% c/u. Debido a la interacción generada con la fase oleosa, la corriente recuperada contiene gran cantidad de compuestos disueltos, por lo cual es necesario un tratamiento de recuperación de hidrocarburos y la reducción de la temperatura previo a la disposición final [17], [18]. La fase acuosa obtenida en los separadores, dado su íntimo contacto con la fase oleosa,

33 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 13 presenta propiedades que impiden su vertimiento en fuentes hídricas sin un tratamiento previo. El tratamiento del agua empieza en el desnatador (oil skimmer), donde por diferencia de densidades el crudo, arrastrado desde los separadores, se acumula en forma de nata sobrenadante[18]. El agua desnatada se transfiere a piscinas de oxidación, donde se reduce la temperatura, ocurre la biodegradación de moléculas orgánicas, como fenoles, y sedimentan los sólidos que aún se encuentran presentes en la corriente. Generalmente se emplean mecanismos de dispersión del fluido que proporcionen mayor área de transferencia con el aire, mejorando los procesos de oxidación y transferencia de calor [22]. Por su parte la corriente oleosa, debido a su densidad intermedia entre el gas y la fase acuosa, se encuentra en la zona central del separador. Al salir de la unidad de separación el crudo presenta un contenido de agua que puede variar entre el 10 y el 45% de agua (%V/V), como función de las características propias del crudo y la temperatura de operación [18]. La fase acuosa puede estar presente en forma de emulsión o como agua disuelta. El tratamiento y acondicionamiento del crudo para su entrega incluye como mínimo operaciones de deshidratación y desalado. Un crudo con contenido de agua significativo, debe someterse a una deshidratación inicial, donde se retira agua saturada con sal. Posteriormente para lograr la reducción en el contenido de sal de la fase oleosa es necesaria la adición de agua con baja o nula concentración de sal, permitiendo la migración del soluto salino desde la fase oleosa a la nueva fase acuosa. La adición de agua obliga la deshidratación simultánea o posterior del desalado[17], [18], [23] Durante el desalado, los lavados del crudo pueden realizarse en una o dos etapas, en funcion de la salinidad inicial y las especificaciones de venta. La adición de agua aumenta el tamaño de las gotas dispersas en el crudo facilitando la separación de fases [17]. La deshidratación a su vez involucra adición de agentes químicos, tratamientos térmicos o eléctricos que aumenten la coagulación y coalescencia de las partículas de agua emulsionadas. Los procesos de deshidratación y desalado se encuentran altamente relacionados, ambas operaciones pueden realizarse en conjunto (en equipos como Gun Barrel) o como etapas serie en equipos independientes.

34 14 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo En el caso de las instalaciones que emplean Gun Barrel, previo al ingreso al equipo, la corriente oleosa es mezclada con agua de lavado. El crudo abandona por la parte superior del recipiente con la concentración de sal y agua requeridas para el transporte o almacenamiento respectivo. Los tiempos de retención en estos equipos son prolongados, permitiendo la separación del agua emulsionada y alcanzando las especificaciones técnicas. Dependiendo de las características del crudo manejado y de las especificaciones técnicas de venta, en ocasiones se requiere una etapa de estabilización, donde a través de la remoción de crudos ligeros y el ajuste la relación gas crudo (GOR), se asegura que la corriente cumpla con la presión de vapor (Reid Vapor Pressure), el contenido de sulfuro de hidrógeno y de mercaptanos. El primer requerimiento proporciona condiciones de seguridad durante el transporte y el almacenamiento del hidrocarburo, mientras el segundo, está establecido por las normativas ambientales vigentes [24]. La presencia de H 2 S además de constituir un riesgo para la salud de los trabajadores de la unidad de tratamiento afecta significativamente el RVP (Reid Vapor Pressure) del crudo impidiendo cumplir con las especificaciones técnicas para su transporte. Ambas operaciones son llevadas a cabo en un despojador, que emplea una fuente de calor para la separación en fase gaseosa del sulfuro de hidrógeno y la fracción de ligeros [17]. Una vez cumplidos los requerimientos técnicos para la entrega del crudo, éste puede ser enviado a tanques de almacenamiento, lineas de distribución o carrotanques. 1.5 Propiedades de la corriente de pozo relevantes en las unidades de tratamiento temprano Debido a su origen diverso, la composicón de crudos provenientes de diferentes reservorios es heterogénea. La caracterización específica de las moléculas orgánicas que conforman el crudo resulta un trabajo dispendioso, altamente costoso y proporciona información poco relevante para las aplicaciones tradicionales del crudo. Se acostumbra a realizar la identificación unicamente de las moléculas de cadena corta (menor a 7 átomos de carbono) a través de análisis de cromatografía de gases [25] [27].

35 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 15 El análisis elemental realizado a diferentes muestras de crudo a través del tiempo permiten establecer que atómicamente los elementos presentes en mayor proporción en el petróleo son carbono e hidrógeno. Elementos como oxígeno, azufre, nitrógeno y algunos metales también se encuentran presentes en menores proporciones. La composicón aproximada de los crudos se resume en la Tabla 1-2. Tabla 1-2: Fuente: [5] Composición elemental promedio del petróleo Elemento % Peso Carbono Hidrógeno Azufre 0 0,5 Oxígeno 0 0,2 Nitrógeno 0 0,5 Atendiendo a la mayor proporción del tipo de hidrocarburos que conforman la mezcla los crudos se clasifican según su base: parafínica, nafténica, asfáltica y mixta [5] Propiedades fisicoquímicas Dada las características propias de los yacimientos, y en especial las condiciones de presión, la corriente extraída de pozo es principalmente una mezcla de hidrocarburos en fase líquida, una fase gaseosa disuelta, una fase acuosa emulsionada, una fase acuosa libre, sedimentos arrastrados y sólidos disueltos [5]. Cuando el fluido llega a la superficie se hace necesaria la determinación de sus propiedades fisicoquímicas. La composición de la fase orgánica, la densidad, la viscosidad, el contenido de gas disuelto, la presencia de metales, el porcentaje de agua, y el intervalo de destilación, entre otras propiedades, no sólo determinan las aplicaciones posibles para el crudo, también definen las operaciones unitarias y procesos involucrados en su transformación; y aún más importante su valor comercial. Las pruebas de caracterización de un crudo pueden ser divididas en dos grupos:

36 16 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Técnicas de aproximación química: serie de pruebas que a través de un análisis elemental proporcionan información específica acerca de la composición del crudo, los porcentajes másicos de los compuestos más abundantes, presencia de metales, sales, entre otros. Este tipo de caracterización, cobra importancia en la industria petroquímica y del refino debido al uso de catalizadores heterogéneos, como las zeolitas, propensos a envenenamiento en presencia de moléculas específicas. Técnicas de aproximación físicas: son ampliamente usadas en las instalaciones de tratamiento temprano debido a que aportan información acerca de propiedades del crudo como mezcla. Se relacionan con la separación de fases y los fenómenos de transporte: Densidad, gravedad específica y grados API: Las tres propiedades hacen referencia a la relación entre la masa del crudo y su volumen. Es la primera propiedad determinada para cualquier muestra de crudo, ya que permite su clasificación en función de la calidad. GE = Densidad crudo (60 ) Densidad del agua (60 ) (1.1) API = 141,5 131,5 (1.2) GE (60 ) Viscosidad: Influencia directamente las operaciones de producción, transporte, refinación y petroquímica; determinando la necesidad de etapas de calentamiento, que mejoren la fluidez del crudo y faciliten los procesos de producción. Para los aceites, la viscosidad presenta una alta dependencia con la temperatura del fluido Cuando no se cuenta con datos experimentales el uso de correlaciones, como las presentadas por el API Technical Handbook [28], permiten la estimación teórica de la viscosidad como función de la temperatura y la gravedad específica. Sin embargo, debido a la influencia de composición y la presencia de agua, los valores teóricos presentan errores no despreciables en relación con las medidas experimentales [26]. Contenido de gas: GOR por sus siglas en inglés (Gas Oil Ratio) relaciona la fracción de gas disuelta en el crudo. Presenta una relación directa con propiedades del crudo como la densidad API, además de ser un factor clave en la elección del número y la geometría

37 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 17 de los separadores. Los hidrocarburos más pesados (API bajo) presentan un menor GOR, ecuación (1.3), en relación con los crudos más livianos, variando entre 0 hasta aproximadamente 2000 pies cúbicos de gas por barril de crudo (SCF/bbl). Volumen estándar de gas GOR: barriles de crudo (1.3) La separación del gas lleva implícita fenómenos de arrastre de hidrocarburos, lo que obliga a dar un tiempo de asentamiento que permita las gotas de crudo volver a la fase líquida. Termodinámicamente, las condiciones de separación determinan la cantidad de gas separado. La combinación de estas dos situaciones hace relevante la adecuada selección de las presiones en el tren de separación. Fracción de agua: Generalmente la corriente de hidrocarburos proveniente de pozo trae consigo una fracción de agua, en forma libre y emulsionada. El agua libre se separa de la fracción de crudo por acción de la gravedad, en tiempos menores a 30 min. El agua emulsionada, por el tamaño de partícula, se encuentra dispersa en el aceite y no decanta por acción de la gravedad. Su separación requiere el uso de agentes desemulsificantes, combinados con aumento de la temperatura. La formación de las emulsiones tiene origen durante la extracción y el transporte, debido al régimen turbulento y cambio de dirección de la corriente de pozo, que fomentan el mezclado íntimo entre las fases. Contenido de sal: Asociado a sales inorgánicas disueltas en su mayoría en la corriente acuosa. La sal presente en mayor proporción es el cloruro de sodio, abarcando el 75% del total. El cloruro de magnesio y de calcio representan el 15% y 10%, respectivamente [29]. La presencia de sales acelera los procesos de corrosión en equipos y las tuberías, de ahí la importancia de realizar esta operación en etapas tempranas de tratamiento. El contenido de sal es expresado como libras de sal por cada mil barriles de crudo (pounds per thousand barrels PTB). Sedimento básico y agua (%BS&W): Proporciona una medida del agua libre, en emulsión y sedimentos presentes en la línea expresada en porcentaje peso. Durante el tiempo de explotación del crudo a menudo el %BS&W aumenta, ocasionando el ajuste en

38 18 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo las condiciones de operación, o en el algunos de los casos la necesidad de un rediseño en las instalaciones de tratamiento. Contenido de azufre: Porcentaje por peso (o ppm) del contenido total de azufre presente en una muestra o fracción de crudo. Con la gravedad API, determinan el valor comercial de un hidrocarburo. Los crudos con alto contenido de azufre deben ser sometidos a pre tratamiento antes de ingresar a un proceso de refinado para evitar el envenenamiento de catalizadores Los crudos más pesados, presentan mayor contenido de azufre asociado a la presencia de moléculas orgánicas como tioles La Tabla 1-3 presenta las normas técnicas a las cuales son sometidos los crudos tratados en los centros de acopio, previo al ingreso a la red de oleoducto nacional. Tabla 1-3: Ensayos técnicos para la caracterización del crudo que abandona los centros de acopio. Análisis Norma ASTM Gravedad API D-1298 Contenido de agua D-4377 Punto de Fluidez D -97 Contenido de sal D Sedimento D -473 / D0047 (centrífuga) Contenido de azufre D Viscosidad Cinemática D -445 Fuente: [6] 1.6 Transporte y refinación del crudo. El crudo que abandona los centros de acopio es transportado a través de la red de oleoductos nacional o carrotanques. La red de oleoductos cuenta con 53 estaciones. Las líneas principales fueron diseñadas para una capacidad que excedía los volúmenes promedio registrada en los periodos previos a su construcción, lo cual es una ventaja económica en caso del hallazgo de nuevos yacimientos.

39 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 19 Los principales oleoductos (Tabla 1-4) trabajan, en la actualidad, a un 60% de su capacidad operativa [30]. Las redes principales de oleoductos y poliductos principales convergen en los terminales de Coveñas y Santa Marta, en el Atlántico, Buenaventura y Tumaco, en el Pacífico (ver Figura 1-6). Tabla 1-4: Principales oleoductos colombianos. Oleoducto Caño Limón- Coveñas Alto Magdalena Colombia Central S.A. (Ocensa) Trasandino Bicentenario Fuente: [30]. Características Longitud:770 km Transporta crudos producidos en el campo Caño Limón (Arauca). Transporta crudos del Valle Superior del Magdalena. Longitud: 481 km. Conecta la estación de Vasconia con el puerto de Coveñas. Longitud: 790 km. Transporta crudos del piedemonte llanero (Cusiana- Cupiagua) hasta el terminal marítimo de Coveñas. Longitud: 306 kilómetros. Transporta petróleo desde Ecuador hasta el puerto de Tumaco, sobre el océano pacífico. Longitud: 230 km. Transporta la producción del piedemonte llanero concentrado en Campo Rubiales, Castilla, Casanare y Floreña. A modo de ejemplo se presenta en la Tabla 1-5 las especificaciones técnicas para el transporte establecidas en el oleoducto El Morro-Araguaney que transporta crudo propiedad de Ecopetrol y Equion, en el Departamento del Casanare [31]. Tabla 1-5: Ensayos técnicos a los que se somete un crudo previo al ingreso oleoducto El Morro Parámetro de prueba Valor Parámetro de prueba Valor Agua y sedimentos < 0.5% Viscosidad cp Densidad ºAPI Temperatura < 110 F TVP < F Fuente: [32].

40 20 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura 1-7: Mapa de la red de la infraestructura petrolera en Colombia. Fuente: [30] Si el destino final del combustible es alguna de las refinerías nacionales el destino principal será la generación de gasolina para motor, Jet-A1, Diésel, Avigas, Gas Propano,

41 Capítulo 1. El mundo de los hidrocarburos. 21 Azufre, Ceras, Bases Lubricantes, Polietileno de baja densidad, Aromáticos, Asfaltos, Disolventes Alifáticos, entre otros; estos constituyen los principales productos de generados tanto en la refinería de Cartagena, como en la de Barrancabermeja, las dos de mayor producción en el país. 1.7 Propiedades de los principales crudos comercializados en el país El destino de los crudos explotados en el país son las refinerías nacionales o los puertos para su exportación. Exceptuando los campos de Cusiana y Cupiagua, ricos en la producción de gas y crudos extra livianos, la mayoría de los crudos nacionales son de tipo pesado, los cuales son mezclados con naftas ligeras para mejorar sus propiedades de transporte y venderlos a mejor costo. Actualmente, las condiciones de la balanza petrolera han generado oportunidades para competir en exportaciones hacia el contiene asiático y Europa, buscando con esto contrarrestar el impacto económico generado por la caída en las exportaciones a Estados Unidos [12]. Tabla 1-6: Propiedades básicas de los principales crudos comercializados en Colombia. Campo Castilla Vasconia South Magdalena Propiedad Blend Blend Blend medio Rubiales BS&W (%) 0,1 0,2 0 0,01 0,1 Densidad, a 15ºC (g/cc) 0,939 0,9079 0,877 0,9374 0,9843 ºAPI (60ºF) 19,1 24,3 29,8 19,4 12,3 Presión de vapor, RVP (psi) 3,32 3,19 4,05 3,56 0,89 Contenido de sal (PTB) 1,23 2,95 1,5 8,72 2,8 Viscosidad cinemática, a 40ºC (cst) 175,1 22,02 9,81 145,6 367,8* Viscosidad cinemática, a 50ºC (cst) 66,8 15,5 7,51 86,39 Factor K (UOP) 11,62 11,63 11,84 11,62 11,4 Contenido de azufre (%w) 1,811 0,833 0,705 1,65 Punto de fluidez (ºC) * T. ensayo: 65,5ºC /Fuente: [33]

42 22 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 1.8 Alcance de la tesis El presente documento, resume el desarrollo de una investigación realizada para determinar la pertinencia económica del diseño de unidades de tratamiento temprano en función del cambio en las propiedades del alimento en el tiempo, permitiendo ampliar el intervalo de funcionamiento y reduciendo la necesidad de rediseños o adaptaciones físicas en los equipos principales. Inició con una revisión de las características generales de las instalaciones de tratamiento típicas, programando las correspondientes rutinas de cálculo para el diseño de los equipos principales (separadores de fases, desaladores, deshidratadores y Gun Barrel). Posteriormente, a partir de la proyección de las propiedades del yacimiento en un horizonte de tiempo (grados API y BS&W), se determinó la variación en las dimensiones de dichos equipos, para tiempos diferentes de operación. Paso seguido, se proponen diferentes diseños en relación con las propiedades del crudo y los flujos de producción a lo largo de la operación. Cada uno de los diseños obtenidos se evaluó para los escenarios de operación del centro de acopio y se determinó el intervalo de condiciones donde su operación permite cumplir con los requerimientos técnicos en la corriente de producto. Se llevó a cabo la evaluación económica de las instalaciones propuestas, determinando la tasa interna de retorno generada en cada escenario evaluado. Paralelo al desarrollo de los módulos para el diseño y evaluación de los equipos, se implementó un módulo que permite la estimación del equilibrio de fases para los hidrocarburos, a partir de la estimación de las propiedades de los pseudocompuestos. Por último, se desarrolló una herramienta de software que permitió, a partir de las propiedades iniciales de una corriente de alimentación y del intervalo de variación de dichas propiedades, generar diseños alternativos para los principales equipos.

43 2. UNIDADES DE TRATAMIENTO TEMPRANO El objetivo de un centro de acopio o unidad de tratamiento temprano es: Recolectar, separar, deshidratar, estabilizar, almacenar, fiscalizar y entregar el crudo. Separar, acondicionar, comprimir, medir, fiscalizar y entregar el gas. Separar, tratar y disponer el agua asociada al crudo en función de las normativas ambientales regentes. Para el cumplimiento de estos objetivos se deben conocer las propiedades de la corriente que ingresa, y las especificaciones técnicas requeridas en el punto de entrega; definiendo así los procesos y condiciones requeridos en la separación. La caracterización del alimento se debe realizar ya sea por medición directa o por estimación numérica. Por su parte las condiciones de entrega, generalmente se fijan por la norma colombiana para el transporte de hidrocarburos a través de la red de oleoductos nacional. En este capítulo se discutirán las técnicas de caracterización de la fracción pesada de hidrocarburos, las características de un centro de acopio, las metodologías para el diseño de los equipos principales y la influencia de las propiedades de la corriente de alimento sobre los procesos y condiciones requeridos para la separación, Presentado por último un caso de estudio para el diseño de una instalación completa y su seguimiento a lo largo de un periodo de explotación.

44 24 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 2.1 Técnicas de caracterización de la corriente de crudo. El cumplimiento de las especificaciones técnicas de la corrientes de entrega de crudo y gas dependen del conocimiento de las características de la corriente de alimento. Propiedades la densidad, la viscosidad, la fracción de agua libre y en emulsión, el contenido de gas disuelto, la presencia de sulfuro de hidrógeno entre otras, determinan los equipos y condiciones requeridos para satisfacer las especificaciones de entrega. Generalmente las centrales de procesamiento temprano cuentan con los equipos para la primaria del alimento (propiedades físicas). Estas mediciones permiten ajustar las variables de proceso para mantener las especificaciones técnicas en la corriente de producto. La combinación entre las mediciones realizadas en campo y la hoja de caracterización del crudo (Assay Data) proporciona información valiosa en la predicción de propiedades de proceso cuando su medición directa no es posible [26]. Generalmente, para un crudo se determinan los hidrocarburos puros (C 1 -C 6 ), nohidrocarburos (CO 2, N 2, H 2 S) y se agrupan los componentes más pesados en una fracción conocida como C7+, cuya caracterización se realiza a través de correlaciones generalizadas, determinación de PNA (contenido de parafinas, naftenos y aromáticos) o el uso de gráficas. El uso de correlaciones generalizadas, requiere el conocimiento de propiedades como gravedad específica, peso molecular promedio y temperatura media de ebullición. En el caso del método PNA, el conocimiento de la fracción de naftenos, parafinas y aromáticos es requerido. Por último, las correlaciones gráficas habitualmente presentan curvas de propiedades en función de la temperatura media de ebullición [26]. Cuando se emplean correlaciones generalizadas, la fracción C 7+ es dividida en fracciones más pequeñas en función de la temperatura de ebullición; cada fracción se denomina pseudocomponente o pseudocompuesto. Para cada pseudocompuesto, a través de las correlaciones disponibles en la literatura [25] [27], [34] se determinan propiedades como

45 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 25 temperatura crítica, presión crítica, factor acéntrico y factor de compresibilidad, las cuales al igual que para los componentes puros, son independientes de las condiciones de operación, y su conocimiento da a los pseudocompuestos carácter de componentes puros en el cálculo del equilibrio de fases. Programas para la simulación de procesos, como es el caso de Aspen Plus y ProMax, permiten la caracterización de las fracciones pesadas a través de correlaciones generalizadas, cuando la caracterización general del crudo es conocida (hoja de caracterización). 2.2 Unidades de proceso Colector Conocido como manifold, corresponde a la conducción cuya configuración permite el ingreso de las líneas de crudo provenientes de diferentes pozos de alimentación. Ajusta, a través del diseño de secciones con diferente diámetro y el movimiento de válvulas, las propiedades de la mezcla que ingresa a tren de separación. El desarrollo de este trabajo parte de la corriente resultante a la salida del colector, por lo cual no se presentarán detalles acerca del diseño de estos dispositivos Separación de fases El crudo proveniente del colector ingresa a la separación primaria. Las configuraciones típicas para los separadores de fase proporcionan ventajas particulares. La elección de algún tipo particular dependerá de la corriente de alimentación, los flujos manejados y la disponibilidad de espacio para la instalación. A continuación se realiza una breve descripción de las características de los separadores de fases en función de su clasificación Separadores según su configuración La clasificación de los separadores en relación con su geometría se divide en tres configuraciones principales: separadores horizontales, separadores verticales y esféricos.

46 26 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo La Tabla 2 1 resume las características principales de las configuraciones comunes para separadores de fases. Tabla 2-1: Características y diferencias de las configuraciones típicas para separadores. Función Vertical Horizontal Esférico Recomendados para Bajo GOR Alto GOR Presiones moderadas. Capacidad de flujo Alta Alta. (GOR elevados) Baja Eficiencia de separación Media. Elevada Baja Formación de espuma Media Elevada Baja Mantenimiento Difícil Fácil Promedio Instalación Muy difícil Promedio Fácil Separadores según su configuración La clasificación de los separadores en relación con su geometría se divide en tres configuraciones principales: separadores horizontales, separadores verticales y esféricos. ( ver Figura 2.1) Figura 2-1: tratamiento temprano. Clasificación de los separadores de fases empleados en las unidades de Según el número de fases Separadores bifásicos Separadores trifásicos. Clasificación los separadores de Según su configuración Según su operación Separadores horizontales Separadores verticales. Separadores esféricos Separador de producción Separador de prueba

47 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 27 Configuración horizontal La partícula de crudo que se separa de la fase gaseosa realiza un recorrido a lo largo del separador de fases que puede asemejarse a un tiro parabólico ( recorrido bidimensional). Se mueve a lo largo del equipo impulsada por la energía de flujo y en dirección transversal desde el seno del gas hasta la superficie de la interfase. Las fases dentro del separador tendrán un tiempo de retención asociado al caudal y al volumen destinado para su flujo. Ver Figura 2-2. Al establecer un tiempo de residencia dentro del equipo, el cual generalmente se encuentra entre los 3 y los 30 min, es posible determinar combinaciones de diámetros y longitudes que permitan cumplir con los requerimientos para la separación. Figura 2-2: Recorrido de la gota de crudo a través de un separador bifásico horizontal. Fuente: [35] Configuración vertical En los separadores verticales el recorrido de la partícula de líquido a través de la fase gaseosa esta derminada por el diámetro de equipo. El diámetro mínimo permitido debe proporcionar el tiempo de retención suficiente para que la partícula de crudo (de diámetro previamente seleccionado), alcance la interfase del crudo.

48 28 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo El diámetro d, en pulgadas corresponde la distancia mínima que requiere la partícula de crudo para el tiempo que gasta su trayectoria horizontal le permita, en su recorrido vertical alcanzar la superficie de crudo. Por su parte, la geometría del equipo deberá proporcionar una altura para la fase líquida que permita manejar el caudal cuando el diámetro es igual o mayor al mínimo calculado, para un tiempo de residencia fijado por el diseñador. El esquema de un separador bifásico se presenta en la Figura 2-3 Figura 2-3: Recorrido de la gota de crudo a través de un separador bifásico vertical. Fuente:[35] Clasificación de los separadores según el número de fases tratadas Separadores gas-líquido Corresponden a equipos donde la fuerza impulsora de la separación del gas es la caída de presión, en combinación con un cambio en el momento de la corriente de alimento [18]. El diseño de los separadores para corrientes de gas y de crudo se encuentra

49 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 29 resumido en norma Specification for oil and gas separator presentada por la American Petroleum Institute (API). Dependiendo de las propiedades del alimento, los separadores pueden contar con sistemas de calentamiento integrados o previos al ingreso del alimento, que disminuyan la viscosidad de la fase oleosa, permitiendo la separación de las burbujas de gas atrapadas en la fase líquida[36], [37]. La reducción en la presión origina la separación de la fracción de gas disuelta en la fase oleosa. El diseño de estos separadores se fundamentan en otorgar a los fluidos el tiempo de contacto para que las gotas de crudo arrastradas en la corriente de gas durante la expansión súbita alcancen la superficie del líquido, maximizando la recuperación de los hidrocarburos más volatiles (C + 5 ). Para ello el tiempo de residencia dentro del equipo debe permitir al tamaño de gota definido, hacer el recorrido a través de la longitud transversal ocupada por la fase gaseosa [17]. El movimiento de la partícula de crudo que desciende a través de la fase gaseosa se describe analíticamente por el modelo de stokes, donde el equilibrio entre las fuerzas de flotación y las fuerzas de arrastre permite a la partícula (la cual se asume una esfera perfecta) decantar a una velocidad constante, conocida como velocidad de sedimentación. Configuraciones verticales y horizontales son las mas empleadas en estos equipos; la elección dependerá de las propiedades del alimento y del espacio disponible. Separadores trifásicos Equipos diseñados para separar el gas, el crudo y del agua libre en una única etapa. Si el contenido de gas es bajo (presiones moderadas), y la cantidad de agua libre significativa, el uso de estos separadores constituyen una opción atractiva. Sin embargo dada la presencia de dos interfases dentro del equipo (gas-crudo y crudo agua), se requiere un control de proceso riguroso. Condiciones como la altura de la interfase, y la presión dentro del separador, son criteros relevantes durante el diseño. El control de la interfase asegura la adecuada separación,

50 30 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo mientras que el control en la presión otorga condiciones de seguridad durante el funcionamiento del equipo. El agua libre separada se lleva a un colector, junto con el agua proveniente de las operaciones de deshidratación y desalado para tratamiento y disposición final. Configuraciones alternativas al interior del equipo permiten realizar la separación sin conocer la posición exacta de las interfases [18]. El uso de separadores trifásicos para la remoción del agua libre libre, que sedimenta entre los 3 y 30 min, permite reducir costo asociados con tamaño de equipos y costos requeridos para la separación de el agua emulsionada en el crudo [18]. Cuando la cantidad de gas es baja, el diseño esta condicionado por las características geométricas que proporcionen el tiempo de retención adecuado para la separación del agua libre presente en la fase oleosa. Estos equipos se conocen como separadores de agua o free water knockout vessel (FWKO).Por otra parte, cuando el GOR en el alimento al separador es significativo, el equipo se conoce como separador trifásico. Un separador trífasico por su parte, debe proporcionar un tiempo de retención adecuado que permita la recuperación de las partículas de líquido arrastradas por la corriente gaseosa y la decantación de las gotas de agua presentes en la fase oleosa. Una de las separaciones será la etapa controlante determinando la geometria del separador. El movimiento de la partícula de crudo desde el seno del gas hasta la interfase, así como el flujo de la gota de agua a través de la fase oleosa son establecidos por la acción de fuerzas de arrastre y flotación descritas en la ley de Stokes. Al igual que en el caso de los equipos de sepración bifásica, se pueden emplear una geometría vertical u horizontal. El arreglo interno presentado en la Figura 2-4 permite llevar a cabo la separación sin tener un conocimiento exacto de la ubicación de la interfase crudo-agua. Una consideración importante en el diseño de este tipo de dispositivos es la posición del colector de crudo, el cual debe ubicarse lo mas cerca del fondo del dispositivo, evitando así la salida del crudo por el vertedero de agua, cuando la altura de interfase desciende [18].

51 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 31 Figura 2-4: Configuración de un separador trifásico horizontal. Fuente: [35] La parte inferior del separador estará ocupada por la mezcla crudo-agua y el tiempo de retención para los liquidos será producto de la combinación entre el tiempo de retención para el crudo y el agua. En el caso de los separadores trifásicos, salvo que el espacio sea un limitante, por facilidad en el control de la operación se prefieren las configuraciones horizontales Separadores según su operación En relación con su operación, los separadores pueden clasificarse en dos grupos, separadores de prueba y separadores de producción Separadores de prueba: Son empleados para separar pequeños flujos de mezclas en dos o tres corrientes de productos. Los separadores de prueba presentan las mismas configuraciones disponibles para los separadores de producción (horizontal, vertical o esférico). Pueden manejarse

52 32 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo en paralelo con los separadores de producción. Su función primordial es determinar las tasas de petróleo, agua y gas en el flujo, ajustando a partir de esta información las condiciones de separación en los equipos de producción. Los separadores de prueba también se denominan probadores de pozo o verificadores de pozo. Separadores de producción: Son los equipos que se encuentran en la línea de producción cuyas dimensiones permiten manejar los flujos volumétricos provenientes del colector. Si los caudales manejados son elevados, pueden emplearse varios separadores en serie, evitando en manejo de equipos voluminosos Deshidratación Desde la extracción del crudo y durante su transporte hasta los centros de acopio, la reducción en la presión, el regimen de flujo turbulento y los cambios en la dirección del fluido favorecen la mezcla de fases. Lo anterior sumado a la presencia de impurezas proporcionan las condiciones propicias para la formación de emulsiones crudo-agua y agua-crudo. Las emulsiones se forman por la interacción de dos fases inmiscibles en presencia de algún componente que actué como agente emulsificante. Dentro de la emulsión se reconoce la presencia de dos fases inmisicibles: fase dispersa y fase continua[17], [18], [38], [39]. El tamaño de partícula de la fase dispersa, alrededor de los micrones, ocasiona que las fuerzas electrostáticas alrededor de las partículas superen la fuerza gravitacional y no se produzca la precipitación, El efecto de los agentes emulsificantes en la interfase además de intensificar las fuerzas electrostáticas ocasionan la caída en la tensión superficial, que origina partículas dispersas con menor diámetro; fomentan la formación de un aislamiento viscoso alrededor de la fase dispersa; y polarizan la superfice la fase dispersa.[40]. Lo anterior afecta el acercamiento y colisión de las moléculas. Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados como [18]:

53 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 33 Compuestos naturales: asfáltenos, resinas, ácidos orgánicos, bases, ácidos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, entre otros. Sólidos finamente divididos: arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfáltenos decantados. Fluidos para estimulación de pozos. Químicos de producción: inhibidores de corrosión, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes. Figura 2-5: Representación gráfica de la estabilización de una gota de agua por agentes emulsionantes presentes en el petróleo crudo. Fuente: [39] Las principales razones para deshidratar y desalar el petróleo crudo son: Especificaciones técnicas de venta. Las cuales establecen porcentajes máximos posibles en relación con las características del crudo y las condiciones ambientales de la región. Los límites varían de % de corte de agua: 0.1 % en climas fríos, 0.5 % en Texas y las costas del golfo y 3% para aceites ligeros de California. En el caso del crudo colombiano el porcentaje de agua permisible es del 0.1%. Precio de venta. Cortes significativos de agua disminuyen la gravedad API reportada por el crudo, afectando su precio de comercialización. Costo de transporte. Al no tratar la emulsión, agua se transporta a través de

54 34 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo carrotanques u oleoductos junto con el crudo, lo que incrementa los flujos volumentricos e impacta en el costo. Aumento en la viscosidad del crudo. Cuando se trata de emulsiones agua en crudo, el incremento en la fracción de agua dispersa ocasiona una elevación en la viscosidad del crudo. Este fenómeno afecta las operaciones de separación y transporte. Corrosión. Las sales que acompañan al crudo, dispersas en su mayoría en la fase acuosa, son causantes de corrosión en equipos de producción, equipo de tratamiento, tuberías y tanques de almacenamiento. La Tabla 2-2 presenta un listado de las propiedades que influencian de manera siginificativa la deshidratación de un crudo. Tabla 2-2: Propiedades que influencian la operación de deshidratación. Propiedad Efecto sobre el rompiento de la emulsión Diferencia de densidades Altos valores favorece la separación Viscosidad del crudo Dificulta la decantación de la fase dispersa Tensión interfacial Aumento en la tensión superficial favorece la decantación Agentes emulsificantes La sal presente en el crudo actua como agente emulsificante Tamaño de las gotas A mayor tamaño de gota, mayor velocidad de decantación En el tratamiento de hidrocaburos es común encontrar ambos tipos de emulsiones, agua en crudo y crudo en agua. Las primeras corresponden a las tratadas en esta sección, de cuya separación depende que el crudo cumpla con las especificaciones de venta. El tratamiento de las emulsiones crudo en agua, debe realizarse sobre la corriente acuosa previo a su disposición, dando cumplimiento a las normativas ambientales para vertimientos, Res del 17 de marzo de 2015 del Ministerio de medio ambiente [41]. Aunque la cantidad de agua que acompaña al crudo es determinada por las especificaciones de venta, los oleoductos colombianos no permiten crudos con un contenido de agua superior al 1% en volumen [30].

55 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano Técnicas para la deshidratación. La deshidratación del crudo implica la óptima combinación técnica para retirar el agua emulsionada del crudo: adición de calor, agentes químicos, modificación del tiempo de residencia, tratamiento gravitacional y electrostático. Para crudos ligeros, con emulsiones inestables, la combinación de adecuados tiempos de residencia y calentamiento son suficientes para alcanzar los valores de deshidratación requeridos en el punto de entrega. Separación gravitacional Cuando el corte de agua que acompaña la fase oleosa es significativo, la deshidratación puede realizarse combinando el uso de agentes químicos y la separación gravitacional. Esta técnica de separación permite a través de prolongados tiempos de residencia la decantación de la fase acuosa sin el uso de agentes térmicos. La Tabla 2-3 presenta un resumen de las principales ventajas y desventajas de un deshidratador gravitacional. Tabla 2-3: Ventajas y desventajas de la separación gravitacional Ventajas Desventajas Cuando no emplean calentamiento, no hay consumo de energía. Menor pérdida de gas. No emplea tubos de fuego, disminuyendo el riesgo de explosiones. Altos tiempos de residencia. La protección contra la corrosión es costosa. Altas pérdidas de calor a través de áreas superficiales. Dificultad en el modelamiento de los patrones de flujo. Los separadores gravitacionales pueden combinarse con tratamientos térmicos y químicos, alcanzando concentraciones entre el 0,5 y 0,1 %V/V en la corriente deshidratada. Cuando el ajuste de la temperatura se realiza a través de la adicción de calor, factores como la sobrepresión, por la formación de una fase gaseosa; el arrastre de gotas de crudo por parte de las burbujas de gas formadas; y perdida de volátiles que reducen el valor comercial del crudo deben ser considerados. Accesorios como la bota de gas evitan problemas de presión en separadores tipo Gun Barrel, (ver Figura 2-6) [42].

56 36 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tratamiento térmico Emplea el suministro de calor al crudo, para mejorar el movimiento de las partículas de crudo dispersas a través de la fase oleosa. La relación directa entre la temperatura del crudo y la viscosidad permite concluir que a altas temperaturas la fluidez de la fase continua mejora. En raras ocasiones el aumento en la temperatura reduce la diferencia entre las gravedades específicas, complicando la separación [18]. Para el aumento de la temperatura se emplean calentadores de tipo tipo directo o indirecto. Los calentadores directos permiten el contacto entre la fuente de calor (quemador) y la emulsión. Son útiles cuando se manejan flujos considerables, debido a las bajas pérdidas de calor. Sin embargo, son mas frecuentes fenómenos de incrustaciones y corrosión. Las configuraciones más comunes son tipo vertical y horizontal. Figura 2-6: Deshidratador tipo tanque de lavado, Gun Barrel. Fuente: [35]

57 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 37 Los calentadores indirectos emplean un fluido para el transporte de energía térmica. Son empleados cuando se realiza recuperación de calor de fluidos como gases de combustión. Sin importar la configuración los calentadores deben lavar, calentar y desgasificar la emulsión, permitir la remoción de sedimentos y promover la coalescencia y asentamiento las gotas de agua. Para evitar la pérdida de volátiles durante el calentamiento, los deshidratadores pueden manejarse a presión para manentener las fases en estado líquido. El aumento en la presión depende de la composición del crudo y del aumento de temperatura requerido para la deshidratación. En ocasiones, el aceite limpio (deshidratado) que abandona el calentador se emplea en calentadores de tubos y coraza para el precalentamiento de la emulsión no tratada. El ingreso de la emulsión a los intercambiadores se realiza por los tubos, para facilitar la limpieza. La Tabla 2-4 presenta un resumen de las ventajas y las desventajas que presenta el tratamiento térmico. Tabla 2-4: Ventajas y desventajas de la separación a través de agentes térmicos. Ventajas Desventajas Reduce la viscosidad del aceite, mejorando propiedades de flujo y favoreciendo la coalescencia y decantación. 1 La energía calórica suministrada al fluido se transforma en energía cinética para de las moléculas, aumentando sus vibraciones favoreciendo la colisión efectiva entre partículas, Para la mayoría de los crudos puede mejorar la diferencia de densidades. Pérdida de hidrocarburos volátiles, reduciendo los ºAPI. Hay un costo asociado a la energía consumida en el calentamiento. Problemas con la deposición de sólidos y los depósitos de coque pueden llevar al daño total del equipo. 1 Como heurística para la mayoría de crudos, un aumento en 10ºF reduce la viscosidad del aceite en un factor de 2.

58 38 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tratamiento electrostático Tiene como fundamento la carga por inducción que adquieren las partículas de agua, moléculas polares, cuando se someten a la acción de un campo eléctrico. La orientación de las moléculas entre los electrodos en forma de cadenas continuas permite su posterior decantación a velocidades superiores que las obtenidas por decantación gravitacional. Existen cuatro tipo de campos eléctricos disponibles: Corriente Alterna (AC), Corriente Directa (DC), Corriente DC pulsante y AC/DC combinadas. Cada uno proporciona un flujo de corriente diferente a través del sistema ocasionando una decantación diferente de las gotas dispersas. Sin embargo, sin importar cuál sea el mecanismo, el campo eléctrico causa que las gotas se muevan rápidamente en direcciones aleatorias, esto incrementa en gran medida las posibilidades de chocar con otras gotas, aumentando la probababilidad de coalescencia. Un deshidratador eléctrico, se considera como la tercera opción de separación después del tratamiento gravitacional y térmico. Las siguientes situaciones pueden indicar la necesidad de emplear un tratamiento térmico: No hay disponibilidad de gas combustible para calentar la emulsión o es muy caro. Las pérdidas de volátiles y reducción en los ºAPI por calentamiento son económicamente importantes. Cuando las especificaciones para el contenido de agua en la corriente de venta deban ser inferiores al 0,5%. Tratamiento con fuerzas centrifugas Esta técnica de separación utiliza la diferencia de densidades, que es la fuerza impulsora para la sedimentación gravitacional, intensificada por el movimiento centrifugo del fluido. Generalmente se encuentra acompañada de precalentamiento de la emulsión para favorecer las propiedades de flujo. La deshidratación centrífuga permite alcanzar contenidos de agua en la corriente

59 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 39 deshidratada de 0.5%. Estos dispositivos no son de uso común en los centros de acopío nacionales, lo que puede atribuirse con la alta viscosidad de los crudos y el consumo energético. Por tatarse de una técnica poco empleada este trabajo no incluye el dimensionamiento de equipos de separación centrifuga para crudos. Tratamiento químico Consiste en la adición de un agente emulsificante que ocasiona una repulsión eléctrica, y favorece la formación de superficies neutras que floculan facilmente. El aumento del tamaño de gota favorece los procesos de decantación. El tratador químico debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo, evitando la formación de emulsiones corriente abajo. Se prefiere su inyección previa a dispositivos de intenso mezclado, como bombas o válvulas. Las propiedades de las emulsiones así como las características propias de los demulsificantes son objeto de estudio en la actualidad, pero en general presentan pesos moleculares elevados, análogos a los presentados por los agentes que favorecen la formación de la emulsión. Hipótesis manejadas acerca de su funcionamiento sugieren que el poder de neutralizar a los agentes emulsionantes, les permite favorecer la formación de emulsiones inversas. En otras palabras, romper una emulsión w/o requiere un químico que podría normalmente producir una emulsión o/w. Otra explicación acerca de su acción sobre la emulsión, apunta a que estos proporcionan dureza a la capa de agua que envuelve al crudo ocasionando su ruptura al ser calentada. Alternativamente, si el químico hace que las capas se contraigan, el calor ya no es requerido para romper la capa. Los demulsificantes para emulsiones w/o están disponibles en el mercado como líquidos premezclados por lo regular altamente solubles en aceite e insolubles en agua, lo que favorece su dispersión a través de la fase continua de aceite hasta alcanzar las gotas de agua en la interfase [39]. Debido a la compleja composición del crudo, la selección del demulsificante adecuado se realiza en función de los resultados obtenidos a través de las pruebas de laboratorio (prueba de la botella).

60 40 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Variables de operación que afectan la deshidratación Las condiciones de operación y las características de la corriente de crudo impactan de manera directa la operación de deshidratación. Ajuste en el tiempo de residencia, la temperatura del separador o la adición de agentes demulsificantes permiten al ingeniero de procesos dar cumplimiento a las especificaciones técnicas de salida del crudo. A continuación se comenta el efecto que sobre la deshidratación de algunas de estas variables. Tiempo de residencia El tiempo de residencia presenta un valor óptimo para el deshidratador. Inicialmente, el incremento de esta variable permite la colisión de un mayor número de partículas dispersas, aumentando la probabilidad de decantación y entregando a la salida del equipo un crudo con un menor contenido de agua. Sin embargo, después de un tiempo dado, el tamaño de gota y el porcentaje de agua remanente bajan significativamente, lo que disminuye la probabilidad de colisionar y seguir decantando. Este comportamiento se observa en la Figura 2-7 Figura 2-7: deshidratador. Relación entre el porcentaje de agua y el tiempo de residencia en un.

61 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 41 Temperatura de separación Un calentamiento del crudo, permite la reducción en la viscosidad de las fases, otorgando a la fase dispersa mayor movilidad y mayor probabilidad de choques efectivos, lo que influye en un menor tiempo de separación. Sin embargo, debe considerarse que en el caso de crudos muy volátiles el incremento de la temperatura asocia pérdida de la fracción de ligeros y disminución en el valor comercial del crudo [43]. Tamaño de la gota El tamaño de gota a separar influencia directamiente el tiempo de residencia en el separador. Se asume cercano a 500 µm, si se carecen de especificaciones particulares para el crudo [17], [18], [44]. Con esta suposición y con una adecuada elección de la temperatura de operación (fundamental en la determinación de las propiedades de ambas fases) se realiza en dimensionamiento del deshidratador. Adición de agentes demulsificantes El uso de agentes químicos fue discutido anteriormente. Cabe resaltar que su efecto sobre las emulsiones permite una adecuada separación a intervalos de temperatura inferiores; lo que implica una menor pérdida de volátiles. Porcentaje de agua emulsionada La presencia de un corte de agua elevado ocasiona un mayor consumo de agentes de separación, sean de tipo térmico o químico para alcanzar las especificaciones técnicas. Cuando el corte de agua es significativo, se recomienda una etapa previa de separación de crudo que permita reducir los costos operativos de la deshidratación. Presión de operación Por tratarse de separación entre fases líquidas, la presión no impacta de forma directa el proceso. Sin embargo, permite la recuperación de volátiles perdidos durante el calentamiento de la corriente.

62 42 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Los modelos matemáticos para el dimensionamiento de los principales tipos de deshidratadores se presentan en el Anexo A Desalado El proceso de desalado es una operación clave dentro del tratamiento del crudo. Procesos de corrosión en tuberías y equipos, taponamiento de redes, caída en la transferencia de calor, formación de puntos calientes en intercambiadores de calor e incrustaciones son algunos de los problemas ocasionados por las sales. Dentro de las refinerías, además de los problemas anteriores, el envenenamiento de catalizadores, en especial, los empleados en las operaciones de craqueo e hidrotratamiento obliga a someter a un nuevo desalado el crudo, asegurando un contenido de sal menor a 1 libra por barril (PTB); equivalente a partes por millon de sal. En función de las características del yacimiento, la edad del pozo y las técnicas de expotacion, el contenido de sal en el crudo puede variar desde cero hasta la condición de saturación (alrededor de los 30% w/w)[17], [18], [39], [45]. Generalmente la salinidad de los pozos se encuentra en el intervalo entre las y partes por millon (ppm). En raras ocasiones, cuando la concentración de sales supera las condiciones de saturación, ocurre la formación de sólidos dentro del crudo. Al igual que la deshidratación, el desalado se ve afectado por las propiedades como el ph, la viscosidad, la densidad y temperatura del crudo, así como del volumen de agua dilución empleado. La determinación de la cantidad de sal presente en el crudo que ingresa a los centros de tratamiento y la sal remanente posterior a la deshidratación se realiza en la mayoría de campos a través de pruebas de conductividad Técnicas para el desalado Posterior a la deshidratación del crudo, se requiere la adición de agua de lavado, con bajo o nulo contenido de sal, para retirar la sal remanente. La nueva fase acuosa,

63 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 43 además de retirar la sal, acelera la coagulación y decantación de las partículas de agua. La cantidad de agua adicionada dependerá del contenido de sal y las propiedades de flujo del crudo. Las condiciones típicas para el desalado de un crudo se exponen en la Tabla 2-5. Tabla 2-5: Condiciones típicas de un equipo de desalado de crudo Fuente: [46]. ºAPI Agua de lavado (%vol) Temp. ºC (ºF) >40ºC ( ) ( ) < ( ) En los desaladores, el volumen de agua remanente es bajo, lo que ocasiona que la separación por acción gravitatoria requiera tiempos de residencia prolongados. Para facilitar la separación se emplean operaciones de transferencia de calor o la acción de campos electrostáticos, que faciliten la migración de la fase dispersa al fondo del separador. Para crudos con viscosidades significativas, y gravedad API baja, la combinación de transferencia de calor y campos eléctricos, permiten la separación de la salmuera en tiempos razonables de producción [39] Operaciones de desalado La remoción de le sal, sin importar la tecnología seleccionada, incluye una etapa de adición de agua, un mezclado intensivo y una posterior deshidratación. Este proceso puede realizarse en una o dos etapas (Figura 2-8 y Figura 2-9), y puede incluir calentamiento o adición de agentes químicos que faciliten la separación. Desalado de una etapa Cuando se trabaja con crudos de baja densidad con contenidos de sales bajos, la separación en una única etapa de lavado es recomendable. En estos dispositivos la corriente de crudo ya mezclada con el agua de dilución, se ingresa al separador, donde

64 44 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo por acción de un campo electrico y con un tiempo de residencia apropiado, se permite la separación de la nueva fase acuosa. Generalmente se incluye una etapa de calentamiento para favorecer la separación, acompañada de un aumento en la presión que contrarreste la formación de volátiles. Figura 2-8: Configuración de equipo de desalado de una sola etapa. Crudo Mezcla Desalador Crudo desalado Agua de dilución Salmuera Desalado en de dos etapas En el caso de crudos con ºAPI intermedios y contenido de sal significativo, se emplean dos etapas de desaldo acopladas. En la primera etapa se mezcla el crudo con parte de la corriente de salmuera obtenida en el segundo desalador y se ingresa al desalador donde por acción de un campo eléctrico y con un tiempo de residencia apropiado, se permite la separación de la nueva fase acuosa. Figura 2-9: Configuración de equipo de desalado de dos sola etapas. Crudo Deshidratador I Deshidratador II Crudo limpio Salmuera Agua de lavado Salmuera de reciclo Purga El agua que abandona el equipo es enviada a tratamiento, mientras que el crudo es mezclado con agua de lavado para ingresar a una segunda etapa de desalado. Para los

65 Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 45 crudos muy pesados (<15 API), se recomienda la adición de diésel como diluyente de la segunda etapa para proporcionar una mejor eficiencia de separación [44] Propiedades que afectan el diseño de los desaladores La operación de desalado es función de las propiedades del crudo como viscosidad, contenido de sal, volumen de agua y sedimentos dispersos, presión de vapor, densidades; así como de las condiciones de operación como temperatura, presión, flujos, agua de dilución requerida y la geometría del desalador. El ajuste adecuado de estas variables, asegura el éxito en el proceso de desalado Unidad de estabilización y endulzamiento Durante la estabilización se busca que la corriente de crudo cumpla con las especificaciones de fracción los cuales debido a su volatildad constituyen un factor de riesgo durante el almacenamiento. Por su parte el endulzamiento tiene como objetivo retirar de la corriente de crudo el sulfuro de hidrógeno disuelto y los mercaptanos para cumplir con los requerimientos ambientales referentes al contenido de azufre. La presencia de H 2 S además de constituir un riesgo para la salud de los trabajadores de la unidad de tratamiento afecta significativamente el RVP (Reid Vapor Pressure) del crudo impidiendo cumplir con las especificaciones técnicas para su transporte. Ambas operaciones son desarrolladas en un sttriping a través del uso de un agente de despojamiento, generalmente calor, que permite la separación en fase gaseosa del sulfuro de hidrógeno y la fracción de ligeros. El crudo que abandona el proceso de estabilización ya cuenta con las propiedades requeridas para su almacenamiento en condiciones seguras dentro de las instalaciones. 2.3 Diseño de unidades de tratamiento en la industria. En la industria, el dimensionamiento de equipos para las instalaciones tempranas se realiza a partir de las características de la corriente de alimento (flujos, composiciones, temperatura y presión) al inicio de la explotación, asumiendo que no existirá un aumento

66 46 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo en el flujo, ni un cambio significativo en las propiedades de la corriente de alimento durante los años de producción. Estos diseños son adecuados cuando se contemplan yacimiento con volúmenes de reserva que aseguran un flujo de producción más o menos estable por periodos de tiempo prolongados (20 años o más, a la tasa de extracción establecida). Tal es el caso de las formaciones geológicas de Oriente Medio como Ghawar (Arabia Saudíta) la cual se encuentra en explotación desde En el caso de las reservas nacionales, cuyo acumulado total no supera los 6 años (a la tasa de explotación actual) [3], la mayoría de pozos no superan horizontes de producción de 10 años. Este panorama, combinado con los volúmenes de producción promedio en la mayoría de pozos nacionales, obligan a que las instalaciones de tratamiento sean empleadas para en el tratamiento de múltiples alimentos (de forma individual o mezclados en el colector de entrada). Lo anterior genera que la corriente de alimento a las instalaciones sea susceptible de continuos cambio en sus propiedades. Para cualquier tipo de instalación, los volúmenes de producción manejados a través del tiempo pueden incrementar, disminuir o permanecer constantes. La Figura 2-10 presenta estos escenarios teóricos para el comportamiento de los volúmenes de carga en función del tiempo Es posible asegurar para el tratamiento de un crudo que sigue la tendencia de las curvas Creciente o Pico de producción (Figura 2-10), si el diseño de las instalaciones se realiza en función de los flujos iniciales, es necesario realizar ajustes en las condiciones de operación y rediseños, en el transcurso del tiempo de operación. Dichos ajustes se harán inicialmente sobre las condiciones de operación, hasta alcanzar los valores límite (ajustes de temperatura, cambio en la distribución de volúmenes de flujo o tiempos de residencia en los equipos), mientras éstas aseguren que se da cumplimiento a las especificaciones de entrega del crudo, en algunos caso con un impacto negativo sobre el volumen de procesamiento.

67 Volumenes de producción Capítulo 2. Unidades de tratamiento temprano 47 Figura 2-10: Escenarios hipotéticos del comportamiento del flujo de alimento a las instalaciones de tratamiento en el tiempo. Tiempo Declive Pico de producción 1 Creciente Cuando se llega a los valores límites para las variables de proceso y no es posible cumplir con el tratamiento de los volúmenes demandados, es necesario realizar inversión adicional para la instalación de equipos, que permita cumplir con los requerimientos operativos, y si esta última opción no es viable económicamente, se debe enviar el excedente de la producción a otro centro de acopio con la capacidad para realizar el tratamiento. Si el crecimiento en la demanda de capacidad para la instalación es constante, las operaciones de ajuste en las variables de proceso hasta condiciones límite y el posterior rediseño, se convierten en procesos cíclicos en el tiempo, denominados rediseño continuo. Este tipo de proceso, además de implicar inversiones de capital recurrentes, obligan a realizar paradas de operación asociadas a la instalación de las nuevas unidades y comprometen, en algunos casos, la integridad de los equipos al operar cada vez más cerca de las condiciones límites[47],[48][49]. En cualquier caso, posterior al pico de producción las instalaciones quedarán en capacidad de asumir flujos de alimentación adicionales.

68 48 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Para el caso del crudo, cuyo comportamiento se asocia a un único yacimiento o pozos no crecientes de producción, la condición de diseño inicial representa a su vez el punto crítico de operación, y permite cubrir las demandas de proceso a lo largo del horizonte de producción, siempre y cuando no se contemple incrementar las cargas de crudo a procesos. La combinación de los factores citados anteriormente, muestra que realizar el diseño de unidades principales asociado a la proyección en el comportamiento de los flujos y propiedades del alimento en los puntos críticos, es una alternativa metodológica de diseño, que puede redundar en beneficios económicos. Si bien el diseño de unidades sobre proyecciones críticas repercute en un costo de arranque superior, estas configuraciones permiten a los equipos operar a través del tiempo soportando uno o más picos de producción, lo que puede significar un aumento en la rentabilidad de proceso. La proyección de los puntos críticos deberá realizarse en función de los históricos de producción de los yacimientos o pozos en producción asociados al bloque de explotación. Además del flujo total, propiedades como viscosidad, densidad, grados API y el contenido de agua entre otras también presentan variación durante el horizonte de producción, lo que también impacta el desempeño de la instalanciones tempranas. En este documento, se considera el impacto de la variación de las variables de producción, sobre las condiciones de operación, cuyo desarrollo y diseño metodológico formal para la evaluación de diferentes diseños de unidades de tratamiento temprano a través del tiempo, se presenta en el capítulo 3. Bajo este marco conceptual, se presenta en el capítulo 3 una metodología para el diseño de unidades de tratamiento temprano que evalúe la pertinencia de un diseño basado en una proyección de demanda futura.

69 3. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE UNIDADES DE TRATAMIENTO TEMPRANO Este capítulo presenta la metodología propuesta y desarrollada para el diseño y operación de unidades de tratamiento temprano con miras a reducir los costos asociados al rediseño de las instalaciones a lo largo del horizonte de producción, debido a la no previsión del cambio de las condiciones del alimento en el tiempo. Empleando la metodología expuesta por Arnold y Stewart [18], se presentan en el Anexo A los algoritmos de cálculo programados para el dimensionamiento de los principales equipos de operación empleados en una instalación de tratamiento temprano. El dimensionamiento de los equipos de separación de fases se fundamenta en el modelo de Stokes, para la separación de partículas desde el seno de una fase continua. Se asume que todas partículas son esféricas y su movimiento se rige por el equilibrio entre la fuerza de gravedad y fuerzas de flotación (ver Anexo A). Para los separadores de fases, una vez determinada la velocidad final de sedimentación para un tamaño de gota, y establecida el área destinada a cada uno de los fluidos, es posible encontrar combinaciones entre el diámetro y la longitud de diseño que den cumplimiento a la relación de esbeltez (ver Anexo A). Las dimensiones de las unidades de separación, así como la velocidad de sedimentación dependerán de las propiedades de los fluidos involucrados en la separación.

70 50 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Los algoritmos empleados para el balance de materia durante el desalado, operación que involucra dilución y deshidratación, descritos anteriormente en el Capítulo 2, también se describen detalladamente en el Anexo A, para desaladores de una o dos etapas. Combinando las sugerencias presentadas en la bibliografía para la selección de las unidades de tratamiento temprano[17], [18], [39], [49], se presenta dentro de este capítulo un árbol de decisión que orienta la selección de los equipos principales dentro de la facilidad en relación con las propiedades del alimento. El cálculo de las propiedades de la fase oleosa y el gas, se puede determinar a partir de la información suministrada por la hoja de datos del crudo, estimando la composición de cada una fases y posteriormente las propiedades requeridas para su caracterización. La estimación de las propiedades de fases inicia con la extrapolación de la curva de destilación, a través de la cual es posible asignar una temperatura de ebullición a los residuos de destilado. Paso seguido se realiza la caracterización de la fracción pesada a través de pseudocomponentes [26], definidos en función de cortes volumétricos de la curva de destilación [34]. La temperatura de ebullición asociada a cada compuesto corresponde a la temperatura media reportada por el intervalo, realizando la misma asociación a la gravedad específica. Una vez definidos los compuestos hipotéticos se realiza la determinación de las propiedades críticas y el factor acéntrico. Por último, se realizó la programación de los modelos termodinámicos para la determinación del equilibrio de fases. Las correlaciones programadas para los pseudocomponentes, así como la secuencia para la determinación del equilibrio son presentadas en el Anexo B y Anexo C. El desarrollo de las rutinas de cálculo involucradas en el dimensionamiento de los equipos y en la caracterización de la corriente de alimento se programó en Java Script a través de la plataforma de software Eclipse. Se propone posteriormente una metodología para la selección y evaluación de diseños alternativos de las unidades de operación. Cada diseño es evaluado a lo largo del

71 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 51 horizonte de producción, determinando las modificaciones en las condiciones de operación o rediseños requeridos para dar cumplimiento a las especificaciones de proceso. Los escenarios de diseño y su comportamiento en el tiempo se evalúan económicamente determinando cual es la opción que proporciona una mayor rentabilidad para los inversionistas (ver Capítulo 4). La evaluación de dicha metodología así como la aplicación de los algoritmos de diseño y predicción de las propiedades de fases son evaluadas empleando un caso de estudio. Se seleccionó para ello un crudo pesado obtenido de un yacimiento colombiano ubicado al sur-oriente del País, del cual se obtuvo de forma confidencial información acerca de los caudales provenientes de pozo durante los últimos veinte años así como una caracterización del crudo y el gas. 3.1 Selección de los equipos de proceso. El conocimiento de las características de la corriente de alimento y los requerimientos en el punto de entrega, permite la elección d elos equipos requeridos para el acondicionamiento del crudo. Empleando la información presentada por diferentes autores [17], [18], [39] se presenta un a continuación una secuencia de preguntas, cuya respuesta permite, a través un árbol de decisión (Figura 3-1), determinar los equipos requeridos para llevar a cabo el tratamiento del crudo: 1) La presión del alimento que ingresa a la central de tratamiento es: A) Mayor a 1000 psia B) Entre 500 y 1000 psia C) Menor a 500 psia 2) La presencia de agua libre excede el 20% del volumen total A) Si B) No

72 52 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura 3-1: Árbol de decisión para la selección de las unidades principales de proceso en un centro de tratamiento temprano 3) El contenido de sal es cercano al de saturación (35g/100ml de agua): A) Si B) No 4) Se requiere realizar endulzamiento de la corriente A) Si B) No

73 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 53 Tabla 3-1: Principales unidades de proceso requeridas para el tratamiento de diferentes corrientes de alimento en función de sus propiedades. Equipos principales para lograr la separación 1 AAAA 2 AAAB 3 AABA 4 AABB 5 ABAA 6 ABAB 7 ABBA Separador gas-crudo- agua (alta presión) Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador gas-crudo- agua (alta presión) Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Separador gas-crudo- agua (alta presión) Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento Separador gas-crudo- agua (alta presión) Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Separador gas-crudo (alta presión) Separador gas-crudo(media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador gas-crudo (alta presión) Separador gas-crudo(media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Separador gas-crudo (alta presión) Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento

74 54 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Equipos principales para lograr la separación 8 ABBB 9 BAAA 10 BAAB 11 BABA 12 BABB 13 BBAA 14 BBAB 15 BBBA 16 BBBB Separador gas-crudo- agua (alta presión) Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador gas-crudo- agua (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador gas-crudo- agua (baja presión) Deshidratador Desalador Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo- agua (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento Separador gas-crudo- agua (media presión) Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento Separador gas-crudo(media presión) Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador

75 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 55 Equipos principales para lograr la separación 17 CAAA 18 CAAB 19 CABA 20 CABB 21 CBAA 22 CBAB 23 CBBA 24 CBBB Separador trifásico gas-crudo-agua (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador trifásico gas-crudo-agua (baja presión) Deshidratador Desalador Separador trifásico gas-crudo-agua (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento Separador trifásico gas-crudo-agua (baja presión) Deshidratador Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Torre de despojamiento Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Desalador Separador bifásico gas-crudo (baja presión) Deshidratador Torre de despojamiento Separador gas-crudo (baja presión) Deshidratador 3.2 Cálculo de las propiedades de fases combinando modelos termodinámicos y heurísticas de campo. Para la caracterización de la corriente que ingresa a las unidades de tratamiento temprano se programaron las diversas ecuaciones para la interconversión entre curvas de destilación. Posterior a la interconversión entre las curvas de destilación se emplea técnicas de interpolación para obtener estimativos de las temperaturas de ebullición asociada a la fracción más pesada.

76 56 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Una vez conocida la curva de destilación y generados los pseudocomponentes, se emplean los volúmenes de la fase gaseosa y de la fase oleosa para determinar la composición de la mezcla. Empleando los modelos de equilibrio termodinámico propuestos por Peng Robinson y Soave-Redlich Wong para la separación de mezcla de hidrocarburos, es posible realizar un estimativo de los flujos y las composiciones que tendrán las corrientes de salida de los equipos de separación cuando se varían las condiciones de presión y temperatura en el proceso. Aunque los modelos termodinámicos de la separación permiten incluir agua, no proporcionan información de la formación de emulsiones crudo-agua y agua-crudo, por ende no proporcionan información veraz de la fracción de agua en la fase oleosa que sale de las unidades de separación. Para corregir estas desviaciones es posible emplear modelos para la simulación de emulsiones, para ello se requiere conocimiento preciso de las características del crudo, las condiciones de separación, la química de formación de emulsiones, comportamiento de los deemulsificantes, entre otros. Dado que el modelamiento del rompimiento de las emulsiones excede los alcances de esta tesis, se emplea información de campo acerca del contenido de agua en función de la temperatura. Lo anterior permite hace un ajuste de las composiciones calculadas a través del modelo termodinámico con respecto a la presencia de agua en la fase oleosa. La Figura 3-2 presenta un diagrama de flujo acerca del procedimiento empleado para la caracterización de las corrientes de alimento.

77 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 57 Figura 3-2: Diagrama de flujo de proceso para la caracterización de la corriente de alimento a las instalaciones de tratamiento temprano Caracterización de la corriente de crudo Ingreso datos de caracterización del crudo (Assay Data) Transformación de la curva TBP [52] Extrapolación de la curva TBP Generación y caracterización de los pseudocomponentes [52] Ingreso de las condiciones de proceso (presión temperatura y flujos) Determinación del equilibrio de fases y calculo de la propiedades de fase [32] Combinación de la composición estimada a través de modelos termodinámicas con heurísticas de campo Fases caracterizadas (flujo y propiedades)

78 58 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 3.3 Metodología para el diseño de unidades de tratamiento temprano en el tiempo. A continuación se presenta una propuesta metodológica para el análisis técnico y económico de diferentes escenarios de diseño y operación de unidades de tratamiento temprano para hidrocarburos a lo largo de un horizonte de producción 1) Seleccionar las condiciones de diseño. Con la información suministrada acerca de las proyecciones en el comportamiento del alimento a lo largo del horizonte de producción, es posible determinar los puntos de la producción que puedan generar cuellos de botella en el proceso. Picos en la producción de agua, crudo o gas, así como puntos de máxima viscosidad para el crudo, se sugieren como momentos adecuados para el diseño de los equipos principales. Es posible apoyar la selección de los equipos requeridos en el árbol de decisión presentado en la Figura 3.1 2) Realizar el diseño de los equipos principales de proceso en los escenarios de operación escogidos. Una vez seleccionados los escenarios de diseño (numeral 1), se realiza el dimensionamiento de los equipos principales empleando la caracterización del alimento en cada caso, así como las metodologías de diseño de los equipos principales presentadas en el Anexo A. 3) Evaluar de los escenarios de diseño a lo largo del horizonte de producción. Las configuraciones para las instalaciones de tratamiento obtenidas en cada escenario de diseño se evalúan a lo largo del horizonte de producción, estableciendo las condiciones de operación requeridas en cada periodo, así como los puntos en que los rediseños son la única alternativa para el cumplimiento de las especificaciones de entrega.

79 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 59 Dentro de los equipos principales a diseñar se tiene las unidades de separación descritas en el capítulo 2. Adicionalmente, se incluye bombas e intercambiadores de calor, requeridos para los cambios de presión y temperatura respectivamente. Para las unidades de separación, la modificación en las condiciones del alimento es contrarrestada con el ajuste en variables de operación. La variable de repuesta en los equipos es la longitud del separador, la cual debe corresponder la establecida en el diseño inicial, cuando se ajustan variables de proceso como la temperatura y la distribución de flujos, asegurando una aproximación en el contenido de agua a la salida de los equipos (ver Figura 3-3). La evaluación de cada escenario en cada momento de la producción permite determinar los rediseños requeridos y cambio en el consumo de servicios para cada escenario. 4) Evaluación económica de cada una de las alternativas propuestas a lo largo del horizonte de producción. Se recomienda la metodología propuesta por Towler y Sinnot [50] para el desarrollo del flujo de caja, y el uso del valor presente neto y la tasa interna en la determinación de la rentabilidad de los escenarios En relación con el numeral 3 de la metodología propuesta, para el caso de estudio desarrollado (Sección 3.4) se estableció: El intervalo de temperatura permitido establece un valor mínimo que permita la fluidez del crudo y uno máximo que no genere pérdida significativa de la pequeña fracción de ligeros. Intervalo de temperatura: 165ºF 212ºF En el caso de los intercambiadores de calor, su diseño se realizó empleando los estándares presentados por la Tubular Exchanger Manufactures Association, TEMA, para intercambiadores empleados en la industria del refino (Tipo R).

80 60 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura 3-3 : Algoritmo de decisión empleado para la determinación de la viabilidad en el uso de los equipos iniciales en diferentes condiciones de operación Evaluación de los equipos principales de separación Determine: %Área de flujo fase gaseosa, α, T, P, Z, Caudales, Presión Viscosidad del gas, densidad de las fases, diámetro de la partículas, Cd supuesto, tiempos de residencia para los líquidos. Calcule de las dimensiones principales de los equipos de separación (Anexo A) L nueva > L inicial o D nueva > D inicial? SI NO Los equipos con dimensiones iniciales funciona en este nuevo estado con la nueva relación de áreas y la nueva temperatura Modifique la relación de áreas (gas /fases líquidas) entre 25/75 y 75/25. SI 0,33<Área de gas /Área de líquidos<0,3 NO Mantenga la última relación de áreas valida Modifique la temperatura de operación SI T nueva< T max NO Los equipos con dimensiones iniciales funciona en este nuevo estado con la nueva relación de áreas y la nueva temperatura

81 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 61 La caída de presión de diseño fue, por tubos y coraza, del 5 psi. Se estableció que cuando el cambio de las condiciones de operación ocasionará una caída de presión, por tubos o por coraza mayor a 15 psi, el equipo debía ser sustituido, o un nuevo intercambio debía ser instalado. En el caso de las bombas, se determinó que cualquier aumento en el flujo de proceso sería compensado que superará el caudal de diseño propio de la bomba llevaría a la instalación de un nuevo equipo. 5) Elección del escenario de diseño. Combinando los resultados obtenidos en el análisis técnico (punto 3) y el análisis económico (punto 4) se selecciona el escenario de operación que se considere adecuado para el caso en estudio. 3.4 Caso de estudio Para el desarrollo del caso de estudio se usó la información suministrada bajo confidencialidad por la filial colombiana de una empresa de diseño e ingeniería. Los datos corresponden a un crudo pesado obtenido al sur oriente de Colombia. La caracterización del crudo, así como el cambio en los flujos a través de los años de explotación son empleados en el diseño y simulación de los equipos requeridos en la adecuación de la corriente de alimento. Para este caso de estudio, la presión de ingreso al alimento es baja, el contenido de agua libre es significativo, el contenido de sal es inferior al de saturación y no se requiere un proceso de endulzamiento. Siguiendo la ruta presentada en el árbol de decisión, se puede establecer que para el tratamiento de un crudo con estas características se requiere de un equipo para la separación de fases a baja presión y un deshidratador.

82 62 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Caracterización del crudo y especificaciones de entrega A continuación se presenta la hoja de caracterización del crudo en el periodo inicial de explotación y la cromatografía de gases (Tabla 3-2 y Tabla 3-3). Tabla 3-2: Principales características del crudo que ingresa al centro de acopio ENSAYO NORMA UNIDADES RESULTADO API 60 ºF ASTM D BS&W ASTM D-4007 vol % 45% Contenido de sal (TPB) ASTM D-3230 PTB 1200 Viscosidad 100 ºF ASTM D-445 cp 65,5 Viscosidad 122 ºF ASTM D-445 cp 34,1 Viscosidad 210 ºF ASTM D-445 cp 6,1 Curva de destilación ASTM D-86 º F IBP 242 5% % % % % % % 660 Las especificaciones técnicas del crudo a la salida del centro de acopio son fijadas a partir de los requerimientos del cliente y por los valores mínimos de calidad para en transporte de crudo establecidos por el sistema de oleoducto nacional. La Tabla 3-3 presenta las características de entrega que son supervisadas en el punto de ingreso al sistema de oleoducto nacional.

83 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 63 Tabla 3-3: Cromatografía de gases del crudo empleado para el desarrollo del caso de estudio al inicio de la explotación. Método ASTM D1945 Parámetro % Molar ANTEK Metano 79,748 Etano 0,810 Propano 0,190 Isobutano 0,369 n Butano 0,228 Neopentano 0,010 Isopentano 1,109 n Pentano 0,647 n-hexano (+) 2,616 n -Heptano (+) 2,124 n-octano (+) 1,266 n -Nonano (+) 0,307 n -Decano (+) 0,027 Dióxido de carbono 7,825 Nitrógeno 2,724 Para efectos de este trabajo se verifican las especificaciones de calidad de entrega de este producto en relación contenido de agua y sedimentos (BS&W), sal (PTB), y RVP (38,7ºC). Para el análisis del comportamiento de las unidades en el tiempo, se contó con la información del cambio de la corriente de alimento presentada en el Anexo C. Tabla 3-4: Especificaciones técnicas del crudo en el punto de transporte. Ensayo Norma Unidades Resultado API 60 ºF ASTM D BS&W ASTM D-4007 vol % 0.5% Temperatura ºF <110ºF RVP (37,8ºC) Psi 5 Contenido de sal ASTM D-3230 PTB <20

84 64 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Generación de la curva TPB y caracterización del crudo a través de pseudocompuestos Para la simulación de las instalaciones de acondicionamiento a través del programa de cálculo desarrollado se empleó el uso de pseudocompuestos que permitiera, al igual que los programas de diseño comerciales, tratar al crudo como una mezcla de compuestos con propiedades definidas y cuyas operaciones de separación se pueden simular a través de las ecuaciones de equilibrio de fases. La extrapolación de la curva TPB, se realizó inicialmente en Microsoft Excel, definiendo volúmenes de destilación de líquido y calculando, para cada corte la temperatura media de ebullición por regresión polinomial de tipo cúbico de los datos experimentales. Los resultados se presentan en la Figura 3-4. Figura 3-4: Conversión de la curva D-86 a TBP La determinación de la gravedad específica se realizó a partir de la ecuación (2.1), para cada intervalo de volumen de destilación. La curva obtenida se presenta en la Figura 3-5. SG = (T ebullición (ºR))1/3 Factor de Watson (3.1)

85 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 65 Figura 3-5: Extrapolación de las curvas TPB Figura 3-6: Extrapolación de las curvas de gravedad específica. Se enfatiza en que dicha aproximación tiene un error asociado a asumir que todas las fracciones del crudo presentan un Kw análogo al que presentan el crudo a granel. Sin embargo, en ausencia de estos datos de caracterización, este estimativo se convierte en una herramienta para inicializar el cálculo de propiedades.

86 66 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo El comportamiento presentado en las Figuras 3-5 y Figura 3-6 muestra un buen ajuste del modelo de extrapolación empleado, en relación con los valores proporcionados por el simulador comercial. Con la temperatura media de ebullición y gravedad específica de cada corte, a través de las correlaciones presentadas en el Anexo B se estimaron las propiedades críticas y el factor acéntrico, requeridos para la determinación del equilibrio de fases en las operaciones de separación. La validación de la secuencia de cálculo se realizó comparando la predicción del equilibrio con la realizada por el simulador comercial Formulación de la corriente de alimento El simulador comercial Aspen Hysys presenta un módulo para el ingreso de los datos proporcionados por la hoja de caracterización del crudo. En el caso del programa de cálculo desarrollado la determinación de la corriente de alimento se realiza ingresando la temperatura media de ebullición y la gravedad específica de cada corte. En un módulo separado se ingresa la composición del gas y se realiza el mezclado. La corriente resultante de crudo y gas, se mezcla posteriormente con la corriente de salmuera, para generar una línea de flujo con las propiedades de la cabeza de pozo. Para la parte asociada a la formulación de la corriente de alimento y la caracterización de los equipos, el programa de cálculo incluyó la generación de una interfaz gráfica web. La secuencia empleada para el ingreso de datos se presenta en el Anexo D Caso de estudio formulación de la corriente de alimento. Los modelos de estimación de propiedades y el cálculo del equilibrio obtenidos por el programa desarrollado fueron comparados con los arrojados por el simulador comercial Aspen Hysys.

87 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 67 Se generó la interpolación de la curva TBP y la predicción de la gravedad específica (Tabla 3-5) de cada corte como se indicó en la sección anterior. A partir de los datos obtenidos se empleó el modelo propuesto por Riazi Daubert (Anexo B) para la determinación de las propiedades físicas de cada corte que corresponderá a un pseudocompuesto (Tabla 3-6). Tabla 3-5: Extrapolación de las curvas TBP y SG como función del % volumétrico acumulado. No. %vol NBP (ºF) SG No. %vol NBP (ºF) SG 1 2,4% 261 0, ,8% 646 0, ,1% 335 0, ,5% 656 0, ,9% 403 0, ,3% 664 0, ,7% 463 0, ,0% 674 0, ,4% 510 0, ,8% 688 0, ,2% 546 0, ,6% 710 0, ,0% 573 0, ,3% 742 0, ,7% 594 0, ,1% 788 0, ,5% 614 0, ,9% 851 0, ,2% 632 0, ,6% 934 0,885 Tabla 3-6: Determinación de las propiedades físicas de cada empleando el modelo de Riazi Daubert. No. MW (lb/lbmol) Tc. (ºF) Pc. (psia) Vc. (lb/ft 3 ) Factor acéntrico* (ω) 1 112,64 545,49 378,54 8,04 0, ,35 538,88 382,31 4,40 0, ,93 561,91 377,40 11,57 0, ,10 603,97 337,72 3,00 0, ,49 686,14 299,01 17,24 0, ,94 755,40 250,32 2,95 0, ,79 818,02 232,11 24,87 0, ,09 861,63 213,10 27,98 0, ,12 888,55 196,77 2,39 0, ,70 918,67 191,26 32,33 0,81

88 68 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo No. MW (lb/lbmol) Tc. (ºF) Pc. (psia) Vc. (lb/ft 3 ) Factor acéntrico* (ω) ,21 941,45 182,84 34,15 0, ,36 962,26 177,21 35,98 0, ,14 970,21 166,51 1,42 0, ,57 987,97 162,04 1,24 0, , ,89 158,82 41,09 0, , ,97 148,70 1,05 0, , ,25 139,87 0,95 0, , ,48 135,58 48,08 1, , ,24 124,39 0,79 1, , ,80 113,51 0,72 1,16 * Determinado por el modelo de Edmister. Tabla 3-7: Determinación de las propiedades físicas de cada corte realizada por el simulador comercial Aspen Hysys. MW (lb/lbmol) Tc (ºF) Pc (psia) Vc (ft 3 /lbmol) Factor acéntrico (ω) 1 109,2 543,7 376,1 7,3 0, ,4 540,5 384,4 7,2 0, ,0 557,0 374,5 7,5 0, ,9 609,5 339,7 8,5 0, ,4 682,3 297,2 10,1 0, ,4 757,3 258,1 12,1 0, ,5 817,7 229,8 13,9 0, ,1 859,3 211,1 15,3 0, ,6 890,7 199,4 16,3 0, ,5 915,3 189,5 17,2 0, ,8 936,8 182,1 18,0 0, ,1 956,5 174,6 18,8 0, ,9 976,5 168,9 19,5 0, ,0 995,3 162,5 20,3 0, ,3 1016,6 156,7 21,1 0, ,2 1039,9 150,1 22,0 0,95

89 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 69 MW (lb/lbmol) Tc (ºF) Pc (psia) Vc (ft 3 /lbmol) Factor acéntrico (ω) ,8 1065,9 142,5 23,2 1, ,1 1096,4 134,6 24,5 1, ,7 1131,6 126,8 25,9 1, ,4 1172,1 117,3 27,8 1,19 La Tabla 3-8 presenta las desviaciones que proporciona el modelo de Riazi Daubert (Anexo B), con el método de cálculo empleado por el simulador comercial por defecto. La mayor discrepancia entre ambas metodologías se encuentra en la determinación del volumen crítico, donde se alcanzan errores de hasta el 100%. La correlación entre las demás propiedades proporciona resultados satisfactorios para la posterior predicción del equilibrio de fases. Tabla 3-8: Error relativo entre las propiedades determinadas por los dos programas para cada corte Error relativo (%) MW Tc Pc Vc Factor acéntrico 1 3,1% 0,3% 0,6% 9,3% 4,9% 2 0,0% 0,3% 0,5% 38,8% 3,1% 3 0,8% 0,9% 0,8% 54,7% 5,1% 4 1,4% 0,9% 0,6% 64,7% 5,2% 5 0,7% 0,6% 0,6% 70,3% 0,2% 6 0,8% 0,3% 3,0% 75,6% 4,9% 7 0,6% 0,0% 1,0% 79,5% 3,6% 8 0,0% 0,3% 0,9% 83,5% 5,6% 9 0,5% 0,2% 1,3% 85,4% 4,3% 10 0,8% 0,4% 0,9% 87,8% 4,8% 11 1,7% 0,5% 0,4% 89,7% 6,2% 12 4,1% 0,6% 1,5% 91,4% 7,0% 13 3,7% 0,6% 1,4% 92,7% 7,4% 14 5,2% 0,7% 0,3% 93,9% 6,4% 15 7,3% 0,7% 1,3% 94,8% 5,2%

90 70 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Error relativo (%) MW Tc Pc Vc Factor acéntrico 16 1,2% 0,8% 0,9% 95,2% 6,2% 17 2,3% 0,7% 1,8% 95,9% 5,2% 18 1,9% 0,6% 0,7% 96,4% 5,0% 19 1,7% 0,5% 1,9% 96,9% 5,3% 20 1,9% 0,3% 3,3% 97,4% 2,3% 21 2,4% 0,0% 4,0% 97,9% 6,2% La caracterización de la corriente de crudo permite determinar a partir de la fracción volumétrica y la gravedad específica encontrar la fracción másica correspondiente a cada corte. W i = %vol i SG n 100 i=1 m i Dónde: W i = Fracción másica del componente i en la mezcla de hidrocarburos. %vol i = fracción volumétrica del componente i SG= Gravedad específica. m i =Masa del componente i (3.2) Con la fracción másica y el peso molecular de cada pseudocompuesto se determina la correspondiente fracción molar. X i = %W i n 100 MW i=1 n i (3.3) X i = Fracción molar del componente i en la mezcla de hidrocarburos. %w i = fracción másica del componente i MW= Peso molecular. n i =Moles del componente i

91 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 71 Tabla 3-9: Fracciones másicas y molares determinadas para cada pseudocomponente. No %Wi %Xi No %Wi %Xi 1 4,39 9, ,06 4,48 2 4,53 8, ,08 4,40 3 4,66 7, ,09 4,34 4 4,77 6, ,10 4,26 5 4,85 5, ,13 4,15 6 4,90 5, ,16 3,99 7 4,95 5, ,20 3,76 8 4,98 4, ,27 3,46 9 5,01 4, ,36 3, ,04 4, ,47 2,63 Dada la metodología de cálculo empleada, el simulador no predice el valor de las fracciones molares asociadas a cada corte, por lo cual estas serán suministradas a partir de los datos arrojados por el programa alterno. Posterior al cálculo de las propiedades de los pseudocomponentes así como la determinación de su fracción molar en la mezcla es posible tratar la separación de fases con cualquier modelo de equilibrio termodinámico apropiado para hidrocarburos. Se realizó la programación de los modelos termodinámicos propuesto por Peng Robinson y SRW, ambos correspondientes al grupo de ecuaciones de estado (Anexo B). Dado que se conocen los flujos tanto de gas como de la fracción de crudo que componen la corriente de alimento se realizó el ingreso de esta información a ambos programas de cálculo determinando la composición que trae la mezcla de crudo y gas (ignorando inicialmente el corte de agua), que ingresa a la unidad. Para evaluar la exactitud del modelo programado, en relación con el cálculo de las propiedades de fase y la composición en el equilibrio se emplearon para ambos programas de cálculo las condiciones de presión y temperatura reportadas desde campo (Anexo C). Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 3-11.

92 72 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 3-10: Propiedades de fase determinadas por ambos programas Hysys Programa Fracción de vapor 0,149 0,1501 Flujo molar vapor (MSCFD) 537,3 540,2 Flujo estándar de líquido Tabla 3-11: Fracciones molares determinadas para la corriente de entrada a 156,4ºF y 48 psia. Compuesto Xi (%) Xi (%) %Error Yi Yi Programa Hysys relativo Programa Hysys %Error relativo Metano 1,2 1,1 9% 87,00 86,70 0% Etano 0,1 0 0% 0,69 0,70 2% Propano 0 0 0% 0,10 0,10 0% i-butano 0,1 0 0% 0,20 0,20 0% n-butano 0 0 0% 0,10 0,10 0% i-pentano 0,2 0,2 0% 0,20 0,20 0% n-pentano 0,1 0,1 0% 0,10 0,10 0% n-hexano 0,5 0,5 0% 0,20 0,20 1% n-heptano 0,4 0,4 0% 0,10 0,10 1% n-octano 0,3 0,3 0% 0 0 0% n-nonano 0,1 0,1 0% 0 0 0% n-decano 0 0 0% 0 0 0% Nitrógeno 0,2 0 0% 2,94 3,10 5% CO2 0,2 0,2 0% 7,50 7,80 4% Pseudo_1 9 9,1 1% 0,51 0,50 2% Pseudo_2 7,8 7,8 0% 0,10 0,10 0% Pseudo_3 6,8 6,8 0% 0 0 0% Pseudo_4 6 6,1 2% 0 0 0% Pseudo_5 5,5 5,6 2% 0 0 0% Pseudo_6 5,2 5,2 0% 0 0 0% Pseudo_7 4,9 5 2% 0 0 0%

93 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 73 Compuesto Xi (%) Xi (%) %Error Yi Yi Programa Hysys relativo Programa Hysys %Error relativo Pseudo_8 4,7 4,8 2% 0 0 0% Pseudo_9 4,6 4,6 0% 0 0 0% Pseudo_10 4,4 4,5 2% 0 0 0% Pseudo_11 4,3 4,3 0% 0 0 0% Pseudo_12 4,2 4,3 2% 0 0 0% Pseudo_13 4,2 4,2 0% 0 0 0% Pseudo_14 4,1 4,1 0% 0 0 0% Pseudo_ % 0 0 0% Pseudo_16 3,8 3,9 3% 0 0 0% Pseudo_17 3,6 3,6 0% 0 0 0% Pseudo_18 3,3 3,4 3% 0 0 0% Pseudo_ % 0 0 0% Pseudo_20 2,5 2,6 4% 0 0 0% Las composiciones calculadas por el modelo de Peng Robinson programado y el simulador comercial Aspen Hysys son muy próximas, reportando errores menores al 5%. Posterior al modelamiento de la corriente crudo-gas, se realizó la inclusión del flujo de agua, para modelar la composición real de la corriente de pozo. La adición de agua generó la formación de una nueva fase y la necesidad de modelar un sistema a través del equilibrio LLV. Sin embargo como se mencionó en la sección anterior, la separación de estos sistemas trifásicos a través del equilibrio termodinámico arroja errores significativos debido a la formación de emulsiones. Para dar solución a estas desviaciones en el comportamiento de las soluciones se decide ajustar la cantidad de agua que acompaña a la corriente de crudo a través de heurísticas de campo proporcionadas para este crudo en particular. Según los reportes de campo, la corriente que ingresa al Gun Barrel maneja un contenido de agua cercano al 70%.

94 74 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Simulación del proceso A partir de las condiciones de la corriente cabeza de pozo, se determinaron las unidades de tratamiento requeridas para dar cumplimiento a las especificaciones de entrega del crudo (Figura 3-1). Se empleó el modelo de equilibrio para hidrocarburos propuesto por Peng-Robinson [51]. Sin embargo, dadas las falencias de los modelos termodinámicos en la predicción de emulsiones, se emplearon heurísticas de campo para la determinación del porcentaje de agua que acompaña a la corriente de crudo a la salida de los equipos de separación. Estas aproximaciones consideraron el efecto de los agentes demulsificantes inyectados en el colector. Tabla 3-12: inicio de la explotación. Condiciones del alimento a las instalaciones de tratamiento temprano al Parámetro Unidad Valor Temperatura ºF 156 Presión Psia 62,7 Flujo de agua BWPD 6068 Flujo de crudo BOPD 7417 Flujo de gas MMSCFD 0,645 Gravedad específica del gas (Air=1 / 14,73 psia y º60F) 0,873 Peso molecular del gas lb/lbmol 25,21 Densidad del gas lb/ft 3 /14.65 psia, 60F 0,0664 Viscosidad crudo (60ºF) Cp 340 Viscosidad crudo (104 ºF) cp 103 Viscosidad crudo (122 ªF) cp 74 Contenido de sal lb/día 2231 Para dar cumplimiento a las especificaciones de salida del crudo, se empleó un tren de calentamiento para reducir la viscosidad inicial y favorecer la separación. La selección de

95 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 75 un tanque de separación de agua libre se realizó en función del contenido de agua, la presión de operación y el GOR. Este separador inicial se contempló para que el 75% del volumen sea ocupado por las fases líquidas. Siguiendo la línea de proceso, el crudo restante, con un contenido de agua cercano al 21% es calentado nuevamente para reducir aún más su viscosidad, facilitando la migración de las partículas de agua dispersas hacia el fondo del equipo. Por último la línea de crudo se ingresa a un Gun Barrel, para terminar la separación de la fase acuosa. El diagrama de flujo que representa la operación se presenta en la Figura 3-7. Figura 3-7: Diagrama de flujo de proceso para la adecuación de la corriente de crudo proveniente de pozo en el periodo inicial de explotación, bajo las condiciones del diseño del escenario 1. Aunque el flujo y las características del gas que abandona el tratamiento pueden emplearse para la generación de cortes de gas natural, y gas licuado de petróleo, mejorando así la rentabilidad del proceso, esta operación no fue tenida en cuenta en el desarrollo de este trabajo. Balance de materia y energía Como se mencionó anteriormente los modelos termodinámicos no presentan un buen resultado en la determinación del balance de masa entre la fracción de crudo y el agua, por lo cual se realizó un ajuste de estas fracciones a la salida de los equipos en relación con el %BSW inicial en función de las heurísticas de campo conocidas para el crudo. El cálculo de los requerimientos energéticos para las instalaciones se estimó con el

96 76 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo simulador comercial Aspen Hysys. La Tabla 3-13 presenta las características de la corriente de las corrientes de salida de proceso. Figura 3-8: proveniente de pozo. Diagrama de bloque de proceso para el tratamiento del crudo Las condiciones de operación seleccionadas son adecuadas para cumplir con las propiedades de la corriente de crudo especificadas para la entrega, (ver Tabla 3-4). El balance de materia completo se presenta en el Anexo C Tabla 3-13: Propiedades de las corrientes de salida del crudo base o caso de estudio inicial. Parámetro Unidades Crudo Gas Agua a tratamiento Temperatura ºF 184, Presión Psia Flujo crudo BFPD Contenido de sal PTB 1,56 RVP (37,8ºC) 3,46 %BS&W % 0,5 Flujo de agua BWPD 6191 Flujo de gas MSCFD Fracción de agua (%vol/vol) 8,3

97 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano Dimensionamiento de las unidades de operación El dimensionamiento del separador trifásico y el Gun Barrel se realizó empleando los algoritmos de cálculo presentados en el Anexo A. El dimensionamiento de los intercambiadores se realizó empleando el módulo de diseño Aspen Exchanger Design and Rating, parte del software de simulación Aspen Plus. La determinación de la potencia requerida por las bombas se determinó a través del simulador comercial Aspen HYSYS. La Tabla 3-14 presenta las dimensiones estimadas para los equipos involucrados en el tratamiento del crudo con las características presentadas en la Tabla 2-6 y con los flujos presentados para el tiempo inicial en el Apéndice C Tabla 3-14: tratamiento temprano. Dimensiones principales de los equipos requeridos dentro de la Unidad de 1. Dimensiones Intercambiador E Dimensiones Intercambiador E-102 Longitud de tubos 15 ft Longitud de tubos 12.5 Ft Número de tubos 540 Número de tubos 472 Diámetro de la coraza 24.8 In Diámetro de la coraza 24.6 In Factor de obstrucción (tubos/coraza) 0,006/0, 002 ft 2 *h*f/ BTU Factor de obstrucción (tubos/coraza) 0,006/0,0 03 ft 2 *h*f/ BTU Área neta de transf. 1552,5 ft 2 Área neta de transf ft2 3. Dimensiones separador trifásico ST 4. Dimensionamiento bomba P-101 Longitud 26 ft Presión de entrada 29.7 psig Diámetro de diseño 87 In Presión de descarga 39.7 psig Longitud de diseño 27 ft Potencia de bomba 2.04 HP Volumen Barriles Capacidad normal GPM Volumen de Operación (75%) BOPD 5. Dimensionamiento bomba línea P Dimensiones Intercambiador E-103 Presión de entrada 29.7 Psig Longitud de tubos 16.5 Ft Presión de descarga Psig Número de tubos 96 Potencia de bomba 10,37 HP Diámetro de la coraza 16 In Capacidad normal 140 GPM Factor de obstrucción 0,006/0,0 ft 2 *h*f/ (tubos/coraza) 023 BTU Área net tranf ft 2

98 78 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 7. Dimensiones Gun Barrel GB Dimensionamiento bomba P-102 Longitud 20 ft Presión de entrada 34.7 psig Diámetro de diseño 524 In Presión de descarga 84.7 psig Longitud de diseño 22 ft Potencia de bomba HP Cap. Volumétrica 9943,5 BOPD Capacidad normal GPM Volumen de diseño 6629 Barriles Evaluación del cambio en la corriente de producto para diferentes condiciones de alimento La evaluación del impacto que el cambio en las propiedades del alimento tiene sobre las especificaciones técnicas de la corriente de salida de crudo se analizó en diferentes escenarios para los cuales se modificaron, una a la vez, las siguientes propiedades: El contenido de agua libre y sedimentos, BS&W. Relación gas crudo. GOR Grados API. La selección de estas modificaciones se basó en el análisis realizado sobre el comportamiento de los pozos de producción a lo largo de su vida útil, donde los cambios más significativos están asociados a la relación entre flujos [34][19], En la mayoría de pozos de explotación los grados API son constantes en el tiempo, sin embargo dado que a los centros de acopio entran crudos provenientes de más de un pozo, la variación de la densidad es un factor clave en el procesamiento. Todos los escenarios se sometieron a un análisis de puntos extremos ( Tabla 3-15). Tabla 3-15: Intervalo para el análisis de sensibilidad de las variables seleccionadas. Parámetro Valor inferior Valor intermedio* Valor superior Contenido de agua, BS&W 33,8% 45% 51,6% Grados API 18,5 21,8 25,07 Flujo de gas, lb/h *Corresponde a las condiciones de contenido de agua, flujo de gas y densidad del caso de estudio base

99 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 79 Variación del contenido de sedimentos y agua libre BS&W La Tabla 3-16 presenta la composición de la corriente de entrada para los dos escenarios restantes. La disminución en el contenido de agua no se presenta durante la explotación, pero en miras de evaluar el efecto de la fracción acuosa este escenario fue contemplado. Tabla 3-16: Condiciones de las corrientes de alimento para una fracción de 36% y 51,6 % BS&W. Parámetro Unidades Alimento (33,77%) Alimento (51,6%) Temperatura ºF Presión Psia Flujo de agua lb/h Flujo de crudo lb/h Flujo de gas lb/h Flujo de sal lb/h Contenido de sal PTB Tabla 3-17: Cambios en las corrientes de productos en relación con el BS&W del alimento. Parámetro Unidades Crudo (BS&W 31,8%) Crudo (BS&W 51,6%) Temperatura ºF 184,5 184,7 Presión Psia 34,1 36,3 Flujo de agua lb/h Flujo de crudo lb/h Flujo de gas lb/h 0 0 Flujo de sal lb/h 0,88 0,88 Contenido de sal PTB 2,37 3,30 RVP (37,8ºC) Psi 3,63 3,90 %BS&W % 0,28 0,20

100 80 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 3-18: Balance de materia global para el escenario con 33,8% BS&W Alimento Crudo Final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor 1,77E Temperatura ºF 155,4 184,5 173,8 174,7 Presión Psia 62,7 34,1 97,0 24,7 Flujo másico lb/hr , , 3278 Flujo volumétrico BFPD Tabla 3-19: Balance de materia global para el escenario con 51,6% BS&W Alimento Crudo Final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor 0, Temperatura F 155,6 184,7 172,9 173,7 Presión Psia 62,7 36,3 77,7 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico BFPD La Tabla 3-19 muestra que el cambio en el contenido de agua ocasiona un incremento en la cantidad de sal presente en la mezcla. Sin embargo como se trata de la misma salmuera, la concentración final, posterior al tratamiento es casi la misma. Con respecto a la corriente de salida, el aumento de la fracción inicial de salmuera ocasiona un incremento en la cantidad de agua en el corte final. El valor de la RVP (37,8ºC) relacionado con la presencia de agua y gases se incrementó con el aumento en el corte de agua a la salida. Los valores de gas que se envían a TEA durante el proceso también se modificaron con el cambio en la relación de agua y crudo. Con respecto a la funcionalidad de los equipos principales de separación se puede sugerir que en el caso de los separadores de agua libre que, dado que fueron diseñados en función del volumen total de la fase líquida, asociando un área fija a la cantidad de gas, la variación de la relación másica entre los líquidos sólo afecta ligeramente el volumen ocupado.

101 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 81 Al mantener fija la masa de entrada, el aumento en la proporción de agua genera una reducción en los tamaños requeridos después de la separación del agua libre. Esto ocasiona que para el caso con un BS&W igual al 51,5%, el Gun Barrel inicial se encuentre sobredimensionado (Tabla 2-17). Tabla 3-20: Flujo volumétrico de entrada a los Gun Barrel para diferentes contenidos de agua en el alimento. Unidades BS&W 31,8% BS&W 45% BS&W 51,6% Flujo volumétrico BFPD Para alcanzar en las corrientes de salida las mismas especificaciones de la corriente de crudo base, se modificaron para ambos, escenarios las condiciones de operación del proceso identificando el cambio en las corrientes de servicio. El cambio en la demanda de vapor (Figura 3-9) en el primer intercambiador corriente vapor agua, se asocia a dos procesos; el primero, la presencia de un intercambiador inicial que trabaja con recirculación de agua, por lo cual, para la corriente con menor cantidad de agua (33,77%), la cantidad de energía recirculada es baja. Lo anterior es compensado en el condensador, donde el bajo contenido de agua permite un aumento mayor en la temperatura del crudo (ver balance). El cambio en la potencia suministrado (Figura 3-10) por las bombas para cumplir con las especificaciones de presión en las corrientes de salida, (condiciones modificadas), se debe al cambio en el flujo másico de las corrientes, aumentando en la bomba Q-P_101, ubicada sobre la línea de crudo después del primer separador, en el caso del crudo con menor contenido de agua. El mismo análisis se aplica a las tres bombas. Para crudos con el mismo contenido de agua, el cambio en los requerimientos de potencia para cumplir especificaciones se asocian nuevamente con el cambio en los flujos volumétricos por las líneas de proceso.

102 Potencia requerida (BTU/h) 82 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura 3-9 : Flujo másico de vapor en las corrientes de servicio para crudos con 31,7% y 51,6% BS&W Figura 3-10 : Potencia requerida en las bombas para un crudo con 31,7% BS&W

103 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 83 El balance de materia y las condiciones de la corrientes de servicio que permiten obtener las propiedades de las corrientes análogas a las presentadas por el crudo base (45% BS&W, 21,8 API y 645 MSCFD), son presentadas en el Anexo C. Variación de la relación gas crudo (GOR) En crudos pesados, como en el presente caso de estudio, los contenidos de gas de la corriente de alimento son bajos. Sin embargo, se presentan dos escenarios que permiten ver el impacto sobre el proceso de la corriente de gas. Para ambas simulaciones el flujo de agua fue constante (Tabla 3-21). El valor del flujo de crudo en el alimento se vio modificado dada la restricción de ingresar el mismo flujo volumétrico estándar para el análisis de las unidades. Los cambios en la corriente de productos y los respectivos balances de materia de los escenarios se presentan en las Tabla 3-22, Tabla 3-23 y Tabla Tabla 3-21: Condiciones de las corrientes de alimento para flujos de gas de 1500MSCFD y 50 MSCFD. Parámetro Unidades Alimento Alimento (1500 MSCFD) (50 MSCFD) Temperatura ºF 154,8 156,3 Presión Psia 62,7 62,7 Flujo de agua lb/h Flujo de crudo lb/h Flujo de gas lb/h ,6 Flujo de sal lb/h Contenido de sal PTB %BS&W 46,05 45,06

104 84 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 3-22: gas en el alimento. Cambios en las corrientes de productos en relación con el contenido de Parámetro Unidades Crudo Crudo final (1500 MSCFD) (50 MSCFD) Temperatura ºF ,2 Presión psia 83 35,2 Flujo de agua lb/h Flujo de crudo lb/h Flujo de gas lb/h 0 0 Flujo de sal lb/h 0,880 0,8731 Contenido de sal PTB 2,9 2,8 RVP (37,8ºC) Psi 3,0 5,548 %BS&W % 0,2549 0,2435 ºAPI 21,46 21,38 Tabla 3-23: Balance de materia global para el escenario con 1500 MSCFD Unidades Alimento Crudo Final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor 3,20E Temperatura ºF Presión psia Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico BFPD Tabla 3-24: Balance de materia global para el escenario con 50 MSCFD Unidades Alimento Crudo Final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor 2,34E Temperatura ºF Presión psia 62, Flujo másico lb/hr

105 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 85 Agua a Unidades Alimento Crudo Final TEA tratamiento Flujo volumétrico BFPD El cambio de la relación másica entre en crudo y el gas, permite observar para ambos casos un cambio en el valor de la RVP (37,8ªC) y de los grados API en la corriente de entrega, así como el aumento en la temperatura. Para el caso de la corriente de alimento que tiene asociado un flujo de gas de 1500 MSCFD el efecto de un mayor caudal se compensa con el aumento del área transversal de flujo. Esta redistribución disminuye la velocidad del fluido y da un mayor tiempo de residencia. El cambio en el contenido de agua que presenta la fase de crudo al abandonar la separación se analizó determinando el tamaño de gota que decantaría una velocidad de sedimentación análoga a la velocidad de flujo requerida para cumplir con las demandas diarias de proceso (Tabla 3-25). Tabla 3-25: Determinación del tamaño de gota de agua en la fase de crudo que decanta cuando se manejan flujos de gas de 645 y 1500 MSCFD. Flujo de gas (MSCFD) Volumen asignado a la fase Diámetro gota de agua (μm) líquida (ft 3 ) ,5 (75%) ,7 (50%) 1240 Variación de los grados API El registro del comportamiento de la corriente cabeza de pozo que alimenta la estación muestra disminución ligera en los grados API ligeramente. Sin embargo para efectos de este análisis de sensibilidad se proponen dos escenarios de modificaciones severas. La relación de flujos másicos a la entrada permaneció constante para los dos escenarios e igual al crudo base. Los cambios en las corrientes de productos, y el balance de materia correspondiente se presenta en las Tablas 3-26, 3-27 y 3-28.

106 86 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 3-26: Cambios en las corrientes de productos en relación la densidad del crudo alimentado Parámetro Unidades Crudo final (18,53 API) Crudo (25,7API) Temperatura ºF 184,3 184,8 Presión psia 35,3 35,43 Flujo de agua lb/h Flujo de crudo lb/h Flujo de gas lb/h 0 0 Flujo de sal lb/h 0,2790 0,279 Contenido de sal PTB 0,976 1 RVP (37,8ºC) Psi 3,537 3,443 %BS&W % 0,34 0,38 ºAPI 18,36 25,07 Tabla 3-27: Balance de materia global para el escenario con 18,53ª API Parámetro Unidades Alimento Crudo Final Agua a Tratamiento TEA Fracción de vapor 0, Temperatura ºF Presión psia Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico BFPD Tabla 3-28: Balance de materia global para el escenario con 25,7ª API Parámetro Unidades Alimento Crudo Final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor 0, Temperatura ºF Presión psia Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico BFPD

107 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 87 El aumento de los grados API manteniendo fijas las condiciones de operación ocasiono que una mayor proporción de gas fuera enviado hacia la TEA. Este resultado se relaciona con las altas temperaturas fijadas para el tratamiento del crudo inicial, que en el caso de un crudo más ligero ocasiona la vaporización de una fracción mayor de volátiles Evaluación del desempeño de los equipos diseñados bajo las condiciones iniciales del alimento Para evaluar si las geometrías de los equipos de separación permiten cumplir con las especificaciones de entrega se emplearon las dimensiones de los equipos obtenidas bajo las condiciones iniciales de explotación (Tabla 3-14). La variación de la corriente de alimento se propuso en dirección a los cambios reportados en el histórico del crudo, modificando la relación entre los flujos y el flujo de alimentación (Anexo C). Análisis del impacto de la modificación en las propiedades del alimento sobre las condiciones de operación del separador trifásico Para evaluar el impacto de las variables del alimento sobre el funcionamiento del separador trifásico, se estableció inicialmente un flujo de alimentación constante, donde las relaciones entre la fase líquida y el crudo fueron modificadas, generando un aumento progresivo del BS&W (Tabla 3.29). Tabla 3-29: Dimensiones requeridas para la separación del agua libre. Tiempo de residencia 10 min., Temperatura de operación 177ºF BS&W L(ft) D(in) Diámetro máximo (in) Necesidad de rediseño ,8 NO ,75 NO NO NO ,31 NO

108 88 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo La evaluación de las dimensiones del separador trifásico, cuando el contenido de agua aumenta y el flujo de alimento permanece constante, muestran que no existe necesidad de un rediseño del equipo para el cumplimiento de las especificaciones, dado que al aumentar el contenido de agua para el mismo caudal total, la capa límite de crudo que debe atravesar una gota de agua de tamaño definido es menor. Se presenta en la Tabla 3-30 la temperatura mínima requerida para la separación cuando se modifican los valores del corte de agua para un tiempo de residencia y caudal fijos. Tabla 3-30: Temperatura mínima de separación requerida para diferentes cortes de agua en un separador trifásico (longitud 23 ft, diámetro 87 in), para un tiempo de residencia de 10 min BS&W Temperatura (ºF) La disminución en la temperatura de operación requerida cuando se incrementa el corte de agua no corresponde a una reducción directa en el consumo energético, ya que el calor específico del agua equivale a cerca del doble del calor del crudo, generando que el este consumo se mantenga o incluso se incremente. La evaluación del impacto que genera el cambio de flujo sobre las condiciones de operación del separador, (modificación de la temperatura) se realizó manteniendo constante la relación entre el agua y el crudo que ingresan al equipo y aumentando el volumen total de las fases líquidas. La fase vapor se mantuvo fija en el valor inicial, dejando para su paso a través del equipo el 25% del área transversal. La Tabla 3-31 muestra que el ajuste en la temperatura de operación permite aumentar el caudal de trabajo en el separador trifásico en el 20%. Lo anterior relacionado con la disminución de la viscosidad del crudo cuando se aumenta la temperatura. Sin embargo

109 Capítulo 3.Metodologia para el diseño de unidades de tratamiento temprano 89 cuando se intenta trabajar con un caudal superior, el aumento de la temperatura no es suficiente y se hace necesario disminuir el área de circulación asociada a la fase gaseosa, lo cual no es recomendable por factores de seguridad [18]. Tabla 3-31: Análisis de sensibilidad de la temperatura de operación cuando se varía el flujo de alimento para un separador con dimensiones fijas. Corte de agua del 45% y tiempo de residencia de 10 min Caso Temperatura (ºF) Flujo de crudo (BOPD) , Flujo de agua (BWPD) Flujo total (BFPD) % de aumento de flujo 5% 10% 15% 20% 25% Área transversal flujo de gas 25% 25% 25% 25% 25% 20% Análisis del gun barrel A diferencia de los separadores trifásicos, los gun barrel no presentan una única tendencia en relación al comportamiento de la corriente de alimento a lo largo de la vida útil de las instalaciones, ya que a ellos es alimentado el crudo con la fracción de agua remanente proveniente del separador trifásico. (Ver Anexo C). Para determinar el volumen máximo que puede ser procesado por el Gun Barrel diseñado con las condiciones iniciales de proceso se modificó la temperatura del alimento evaluando para cada escenario el tiempo requerido para la decantación de una gota de crudo del mismo tamaño que en el caso base. Lo anterior permitió determinar un nuevo volumen de crudo procesado por día para cada condición de temperatura. El volumen tomado como referencia corresponde al que ingresa al equipo al inicio de la operación

110 90 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo La Tabla 3-32 resume la evaluación del Gun Barrel durante los primeros años de operación, en los cuales la explotación de crudo aumenta requiriendo una mayor capacidad de procesamiento el Tabla 3-32: Determinación de los flujos de proceso manejados por un Gun Barrel de condiciones de 448in de diámetro y 34 ft de longitud. Temperatura (ºF) Tiempo de residencia (h) 12,0* 10,8 10,0 9,3 8,9 8,5 8,1 8,0 Viscosidad 6,96 6,04 5,3 4,71 4,22 3,81 3,46 3,31 Flujo (BFPD) *Tiempo que se gasta el procesamiento de 4992 barriles, flujo alimentado al equipo el primer año de operación. Al aumentar la temperatura hasta el límite de operación máximo se pueden procesar cerca de 5000 barriles adicionales por día. Lo que evita el rediseño de las instalaciones únicamente para el segundo periodo de operación (ver flujos en el Anexo C). Por lo anterior se propone el diseño de los equipos en momentos diferentes de la operación, evaluando si estas alternativas permiten cubrir un intervalo más amplio de operación y proporcionan una mejor rentabilidad al proceso.

111 4. EVALUACIÓN ECONÓMICA Implementación de diseños alternativos para el funcionamiento de las instalaciones en el tiempo Los diseños alternativos para las instalaciones de tratamiento temprano se proponen como alternativa para ampliar el espectro de operación de los equipos de separación principales, estableciendo los picos de producción de crudo y de producción de la corriente de alimento, según el reporte histórico, como condiciones de diseño Este espectro generó un total de 60 simulaciones del proceso con el ajuste en las condiciones de operación y rediseño en los caso que el proceso lo demandó. Para cada escenario se determinaron las condiciones de operación en cada periodo de tiempo, así como los posibles rediseños requeridos para el cumplimiento de las demandas de proceso. Los balances de materia y las demandas energéticas se determinaron para cada periodo, asociando los primeros a los flujos que ingresan a las unidades principales; y los segundos al consumo de potencia de las bombas y de vapor en los intercambiadores de calor. En la Tabla 4-1 se presentan las propiedades del alimento a las instalaciones en los tres escenarios elegidos para realizar el diseño de las principales unidades de proceso. Escenario 1: El primer escenario corresponde a las características de pozo al inicio de la explotación, donde el corte de agua corresponde al menor valor reportado a lo largo del funcionamiento de las instalaciones. La proyección a través del tiempo muestra que el

112 92 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo crudo aumenta sus grados API al igual que lo hace su viscosidad, sin embargo el cambio de ambas propiedades no es significativo. Tabla 4-1: Propiedades del alimento al centro de acopio para los tres escenarios de diseño propuesto. Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Periodo de tiempo (año de operación) Flujo de crudo (BOPD) Flujo de agua (BWPD) Flujo total líquidos (BFPD) Flujo de gas (MMSCFD) 0,645 2,935 2,732 Contenido de sal (PTB) %BS&W 45% 54% 66% API 21,8 21,42 20,85 Viscosidad gas (60ºF) cp 0,01 0,01 0,01 Viscosidad gas (104 F) cp 0,011 0,011 0,011 Viscosidad gas (122 F) cp 0,011 0,011 0,011 Viscosidad crudo (60ºF) cp Viscosidad crudo (104 F) cp 56,58 60,9 68,17 Viscosidad crudo (122 F) cp 27,97 29,77 32,74 Viscosidad agua (60ºF) cp 1,2229 1,2229 1,2229 Viscosidad agua (104 F) cp 0,7248 0,7248 0,7248 Viscosidad agua (122 F) cp 0,6246 0,6246 0,6246 Salmuera (lb/día) lb sal/día Gravedad específica del crudo (60ºF) 0,923 0,9253 0,9288 Gravedad específica del crudo (104ºF) 0,9068 0,909 0,9125 Gravedad específica del crudo (122ºF) 0,9001 0,9024 0,9058 Gravedad específica del agua (60ºF) 1,022 1,022 1,022 Gravedad específica del agua (104ºF) 1,0076 1,0076 1,0076 Gravedad específica del agua (122ºF) 1,0017 1,0017 1,0017 Gravedad específica del gas (60ºF) 0,4143 0,4143 0,4143

113 Capítulo 4. Evaluación económica. 93 Escenario 2: El segundo escenario corresponde a las características cuando se alcanza el pico de producción de crudo en la corriente de entrada. En este momento el crudo ha aumentado la viscosidad y el contenido de agua. Los grados API también se elevan asociados al cambio en la composición de parafinas, naftenos y aromáticos. Escenario 3 El último escenario corresponde al pico en la producción de fluido desde el pozo, donde se manejan los mayores volúmenes de producción a lo largo del funcionamiento de la instalación. La información suministrada por parte de la empresa de ingeniería incluyó los flujos a través del tiempo y la gravedad API. La determinación de propiedades como la gravedad específica y la viscosidad se realizó a partir de correlaciones matemáticas disponibles en la literatura. Para la determinación del contenido de sal se asumió la densidad de la salmuera como un valor constante a través de los años de explotación y se relacionó con el flujo de agua en cada periodo Dimensionamiento de los equipos a lo largo del tiempo de explotación El dimensionamiento de los separadores trifásicos, y de los Gun Barrel se realizó empleando la metodología de cálculo presentada por [19] y adecuada para el análisis como se presenta en el Anexo A. El dimensionamiento de los intercambiadores de calor se realizó con ayuda del simulador comercial Aspen Hysys y Aspen Exchanger Design; por último el estimativo de las capacidades volumétricas y el consumo de energía de las bombas de proceso se realizó con simulación en Aspen Hsys. Para cada uno de los tres escenarios de diseño propuestos se determinó la capacidad de un único equipo para cumplir con las especificaciones de proceso. En los casos en que las dimensiones de diseño superaron las dimensiones manejadas comercialmente se

114 94 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo propone la instalación en serie equipos que permitieran cumplir con los requerimientos de proceso. En la Tabla 4-2 se presenta las dimensiones características obtenidas para los principales equipos de operación en los tres escenarios seleccionados previamente. Tabla 4-2: Diseño de los equipos iniciales bajo los tres escenarios de operación. Escenario 1- Intercambiadores de calor Equipo Área transferencia Número de tubos Longitud de tubos Diámetro de la coraza (ft 2 ) (ft) (in) E E E Escenario 2- Intercambiadores de calor Equipo Área transferencia Número de tubos Longitud de tubos Diámetro de la coraza (ft 2 ) (ft) (in) E E E E E E Escenario 3- Intercambiadores de calor Equipo Área transferencia Número de tubos Longitud de tubos Diámetro de la coraza (ft 2 ) (ft) (in) E E E E E E E

115 Capítulo 4. Evaluación económica. 95 Al comparar las dimensiones de los equipos diseñado bajo cada uno de los escenarios propuestos, se evidencia que el caso inicial presenta un área de transferencia, en los tres intercambiadores, inferior a la obtenida para los dos escenarios adicionales. Por su parte las dimensiones de obtenidas para el segundo y tercer escenario de diseño además de proporcionar diseños más robustos, obligan a la instalación de dos o más equipos en serie para cumplir con las demandas de proceso. Escenario 1 Separador trifásico Equipo Diámetro (in) Longitud (ft) Volumen de diseño (barriles) ST ,5 Escenario 2 Separador trifásico Equipo Diámetro (in) Longitud (ft) Volumen de diseño (barriles) ST ,0 Escenario 3 Separador trifásico Equipo Diámetro (in) Longitud (ft) Volumen de diseño (barriles) ST ,0 En el caso de los separadores trifásicos, los tres diseños fueron obtenidos asignado al crudo un tiempo de residencia de 20 minutos dentro del equipo basado en las heurísticas presentada en [19] Escenario 1 Bombas de proceso Equipo Potencia Capacidad (GPM) P ,5 300 P ,8 120 P Escenario 2 Bombas de proceso Equipo Potencia Capacidad (GPM) P ,8 500 P ,6 140 P ,6 140

116 96 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo P ,6 140 P ,6 140 P ,6 140 P , P , P , P , P , P , Escenario 3 Bombas de proceso Equipo Potencia Capacidad (GPM) P , P , P , P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250

117 Capítulo 4. Evaluación económica. 97 En cada escenario, el número de bombas requeridas para cumplir la demanda de presión y flujo se realizó en función de las dimensiones disponibles en los catálogos comerciales Escenario 1 Gun barrels Longitud de diseño Diámetro de diseño Cap. volumétrica Equipo (ft) (in) (barriles) GB Escenario 2 Gun barrels Longitud de diseño Diámetro de diseño Cap. volumétrica Equipo (ft) (in) (barriles) GB , GB , Escenario 3 Gun barrels Longitud de diseño Diámetro de diseño Cap. volumétrica Equipo (ft) (in) (barriles) GB , GB , Dada la proximidad entre la carga de crudo en el segundo y tercer escenario de evaluación (33751 y BOPD), las dimensiones para los respectivos Gun Barrels son análogas. El diseño de estos equipos fue realizado para una temperatura de operación de 185ºF y un tiempo de residencia de 12 horas. El análisis desarrollado en el caso de estudio para la determinación del rendimiento de los equipos, fue aplicado a cada uno de los escenarios a través del horizonte de producción de 20 años, identificando las etapas donde el rediseño era la única opción para procesar los volúmenes de producción a la entrada.

118 98 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo 4.2 Determinación de las condiciones de rediseño para los tres escenarios propuestos Posterior al diseño de los equipos de separación en cada uno de los tres escenarios propuestos, se procedió a realizar la evaluación del funcionamiento a lo largo de la vida útil de la instalación, identificando los puntos donde el rediseño de las instalaciones tempranas es la única alternativa para dar cumplimiento a las especificaciones de entrega. La metodología empleada para el ajuste de las condiciones de operación es análoga a la presentada en el caso de estudio. Escenario 1 En la Tabla 4-3 se presentan los rediseños requeridos durante la operación del centro de acopio cuando se diseñan y construyen los equipos bajo las condiciones de producción inicial. La nomenclatura asociada a los equipos se presenta en el diagrama de flujo del Anexo C. Los equipos adicionales requeridos para dar cumplimiento a la demanda se presentan bajo la misma nomenclatura según en el orden en que fueron requeridos. Tabla 4-3: escenario 1 Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el Intercambiador E-101 Equipo Periodo Área transferencia Longitud de tubos Diámetro de la Número de tubos de compra (ft 2 ) (ft) coraza (in) E E E E E E E Intercambiador E-102

119 Capítulo 4. Evaluación económica. 99 Equipo Diámetro de la Periodo Área transferencia Número Longitud de tubos Coraza de compra (ft 2 ) de tubos (ft) (in) E ,5 26 E E E E E Separador trifásico Periodo Diámetro Longitud Volumen de diseño Equipo de compra (in) (ft) (barriles) ST ,5 ST ,5 ST ,5 Bomba P-101 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P , P , P , P , P , P , Bomba P-100 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P ,5 300 P , P ,3 400 P ,3 400 P

120 100 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P Bomba P-101 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P ,8 120 P , P , P , P , P , P , Intercambiador E-103 Equipo Periodo de Área transferencia Número de Longitud de tubos Diámetro de la compra (ft 2 ) Tubos (ft) Coraza (in) E ,5 12 E E Gun barrel 101 Equipo Periodo de compra Longitud de diseño Diámetro de diseño Cap. Volumétrica (ft) (in) (barriles) GB GB GB Bomba P-102 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (HP) (GPM) P P P

121 Capítulo 4. Evaluación económica. 101 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (HP) (GPM) P P P P Todos los rediseños requeridos para el primer escenario de evaluación fueron llevados a cabo antes del sexto periodo de operación, donde se ubica el pico de producción. Dado que el dimensionamiento de los equipos se realizó en función de los requerimientos inmediatos equipos como los intercambiadores de calor presentan dimensiones que discrepan entre sí, En el caso delas bombas, las características de flujo fueron aproximadas al valor comercial disponible. Escenario 2 La Tabla 4-4 presenta los rediseños requeridos para cumplir la demanda de procesos cuando los equipos iniciales son diseñados a partir de las características del alimento presentadas en el escenario 2 (Tabla 4-1) Tabla 4-4: Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el escenario 2 Intercambiador E-101 Equipo Periodo de compra Área transferencia (ft 2 ) Número de tubos Longitud de tubos (ft) Diámetro de la coraza (in) E E E E E

122 102 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Intercambiador E-102 Equipo Periodo Área transferencia Número Longitud Diámetro de de compra (ft 2 ) de tubos de tubos (ft) la coraza (in) E E E E E Separador trifásico Periodo Diámetro Longitud Volumen de diseño Equipo de compra (in) (ft) (barriles) ST ,0 Bomba P-101 Equipo Periodo de compra Potencia (HP) Capacidad (GPM) P ,8 500 P P ,2 100 Bomba P-100 Equipo Periodo de compra Potencia (HP) Capacidad (GPM) P ,6 140 P ,6 140 P ,6 140 P ,6 140 P ,6 140 P , P , P ,31 150

123 Capítulo 4. Evaluación económica. 103 Intercambiador E-103 Periodo Área transferencia Número Longitud Diámetro de Equipo de compra (ft 2 ) de tubos de tubos (ft) la coraza (in) E E Gun barrel 102 Equipo Periodo de compra Longitud de diseño (ft) Diámetro de diseño (in) Capacidad Volumétrica (barriles) GB , GB , Bomba P 102 Equipo Periodo de compra Potencia (HP) Capacidad (GPM) P , P , P , P , P , P , P , P , P , P , El dimensionamiento cerca al pico de producción (en el pico de crudo), permite realizar una distribución más homogénea de las cargas a través de los equipos de proceso. Escenario 3: La Tabla 4-4 presenta los rediseños requeridos para cumplir la demanda de procesos cuando los equipos iniciales son diseñados a partir de las características del alimento presentadas en el escenario 2 (Tabla 4-1)

124 104 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 4-5: Rediseño de las unidades a lo largo del tiempo de operación, para el escenario 2 Intercambiador de calor E-101 Equipo Periodo de Área transferencia Número de Longitud de Diámetro de compra (ft 2 ) tubos tubos (ft) la coraza (in) E E E Intercambiador de calor E-102 Diámetro de Área transferencia Periodo Número Longitud la coraza (ft 2 ) Equipo de compra de tubos de tubos (ft) (in) E E Separador de gases ST-101 Periodo Diámetro Longitud Volumen de Equipo de compra (in) (ft) diseño (barriles) ST ,0 Bomba P-101 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P , P , P , Bomba P-100 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110

125 Capítulo 4. Evaluación económica. 105 Equipo Periodo de compra Potencia Capacidad (GPM) P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 P ,0 110 Intercambiador de calor E-103 Periodo Área Número Longitud Diámetro de Equipo de compra Transferencia (ft 2 ) de tubos de tubos (ft) la coraza (in) E E Gun barrel GB-101 Periodo Longitud Diámetro Capacidad Equipo de compra de diseño (ft) de diseño (in) volumétrica GB , GB , Equipo Periodo de compra Potencia (HP) Capacidad (GPM) P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 P ,0 250 Los equipos dimensionados en el pico de producción se adaptaron a lo largo de toda la producción únicamente con la variación de la condiciones de operación. Al realizar la selección de las dimensiones desde el inicio de la operación, la geometría seleccionada para cada serie de equipos se realizó de una forma uniforme

126 106 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo A partir del dimensionamiento y rediseño de los equipos principales se formuló el flujo de caja correspondiente a la operación de cada uno de los tres escenarios empleando catálogos comerciales para la determinación de los costos de los equipos Consideraciones del análisis económico-financiero Para el desarrollo del análisis económico y financiero de cada uno de los tres escenarios propuestos para el diseño de los equipos de operación se tomó como modelo la metodología para la evaluación de proyectos propuesta por Towler [51] Duración del proyecto: 20 años. Previo al inicio del proyecto, en un tiempo cero, se contemplan rubros asociados a la compra y adecuación del terreno, la ingeniería de proceso y a los costos de exploración. La compra de equipos se realiza un periodo antes del inicio de la producción. El costo de inversión anual asociado a los mantenimientos representa el 5% de la inversión La depreciación de los equipos se asume lineal en el tiempo Al procesar cada año la misma cantidad de crudo para los tres escenarios, los costos de operación se consideran constantes para todos los escenarios en los respectivos periodos de tiempo. El desarrollo de la ingeniería asociada al proyecto se ejecuta en 6 meses. El flujo de caja se realizó en dólares, teniendo en cuenta su variación en relación con la moneda colombiana para la equivalencia en el pago de salarios e insumos para cada periodo. Los costos de rediseño fueron asociados como un porcentaje del valor de los equipos adquiridos en el respectivo periodo. Los costos asociados a mano de obra (Operarios, supervisores, Ingenieros, etc), fueron los mismos para los tres escenarios. Los impuestos y seguros asociados a la maquinaria se calcularon como un 2% de la inversión total dentro de los límites de batería, incrementándose con cada rediseño realizado y ajustando con la respectiva depreciación. El análisis económico no contempló préstamos a bancos.

127 Capítulo 4. Evaluación económica. 107 Para los escenarios que requirieron el rediseño, además del costo en la compra de las nuevas unidades, se asoció un costo de inversión en capital fijo, asociado al rediseño de las instalaciones, así como la compra de accesorios, entre otros.(4,47% del total de los equipos adquiridos en el periodo). Asociado a las operaciones de rediseño se ajustó un rubro denominado sobre operación, el cual corresponde a una penalización sobre los volúmenes procesados en relación con el tiempo que debe parar el centro de acopio para la instalación y puesta en marcha de los nuevos equipos Costos fijos de operación Los costos fijos de operación para el trabajo de la planta fueron asociados al personal requerido para llevar a cabo el desarrollo de la operación a través del horizonte de tiempo. Dicho personal incluyó a los ingenieros de proceso, operarios, personal de mantenimiento y servicios varios. La operación del campo se estableció continua, con turnos de 12 horas para cada uno de los empleados de planta. El costo de cada empleado se relaciona en salarios mínimos mensuales vigentes e incluye todas las prestaciones de ley con las que debe cumplir el empleador. El salario anual devengado por cada trabajador así como los costos fijos por periodo de operación se presenta en el Anexo C. En la Tabla 4-6 se presenta el número de personas requeridas en cada uno de los puestos de operación para el funcionamiento continuo del centro de acopio, así como los salarios mínimos asociados a cada función. Tabla 4-6: Salarios mínimos legales vigentes asociados a cada uno de los trabajadores de centro de acopio. Cargo Salarios mínimos Número de empleados Operadores 8 20 Auxiliar Operación 8 5 Supervisor 15 2 Ingeniero 19 3

128 108 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Cargo Salarios mínimos Número de empleados Supervisor Mantenimiento 15 3 Técnico Mecánico 12 3 Técnico Instrumentista 12 3 Técnico Eléctrico Costos variables de operación Los costos variables de la operación se asocian al precio de la energía eléctrica, el diésel y los agentes deemulsificantes requeridos para el funcionamiento del centro de acopio En la Tabla 4-7 se relaciona el costo de los diferentes insumos requeridos para la producción. Tabla 4-7: Costo de cada variable de operación a lo largo del horizonte de producción. Periodo Diésel (USD/galón) (UPME) Energía eléctrica (USD/kWh) (SIEL) Desemulsificante (USD/barril)* 1 $ 0,9 $ 0,1 $ 2,5 2 $ 1,0 $ 0,1 $ 2,5 3 $ 0,9 $ 0,1 $ 2,5 4 $ 0,8 $ 0,1 $ 2,5 5 $ 0,7 $ 0,1 $ 2,5 6 $ 0,8 $ 0,1 $ 2,5 7 $ 0,7 $ 0,1 $ 2,5 8 $ 0,7 $ 0,1 $ 2,5 9 $ 0,9 $ 0,2 $ 2,5 10 $ 1,2 $ 0,2 $ 2,5 11 $ 1,4 $ 0,2 $ 2,5 12 $ 1,9 $ 0,2 $ 2,5 13 $ 2,3 $ 0,3 $ 2,5 14 $ 2,5 $ 0,3 $ 2,5

129 Capítulo 4. Evaluación económica. 109 Periodo Diésel (USD/galón) (UPME) Energía eléctrica (USD/kWh) (SIEL) Desemulsificante (USD/barril)* 15 $ 3,0 $ 0,3 $ 2,5 16 $ 3,6 $ 0,4 $ 2,5 17 $ 4,0 $ 0,4 $ 2,5 18 $ 4,0 $ 0,4 $ 2,5 19 $ 4,1 $ 0,4 $ 2,5 20 $ 4,2 $ 0,3 $ 2,5 El costo del agente desemulsificante se asumió constante en el tiempo Inversión inicial Dentro del rubro de inversión inicial se contemplan todos aquellos gastos en los que incurre el inversionista previo al arranque de la producción. Estos fueron contemplados para el tiempo denominado cero, justo un periodo antes del arranque. Descripción Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Total Equipos $ $ $ Inversión de capital fijo (Límites de batería) $ $ $ Inversión de capital fijo (fuera límites de batería) $ $ $ Costos de terreno $ $ $ Costos de ingeniería $ $ $ Costos de exploración $ $ $ Cargos de Contingencia $ $ $ Ingresos Los ingresos generados por la operación se asocian únicamente a la producción de crudo ya que el centro de acopio no dispone de instalaciones especializadas para el tratamiento de la corriente de gas, que se quema en tea.

130 110 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo El valor de comercialización del crudo se estableció a partir de las referencias internacionales para Colombia, fijando un valor promedio para el año de producción en relación con los reportes históricos disponibles. En la Tabla 4-8 se presentan los valores asociados a los rubros de compra y venta de crudo. Dado que no se tienen registros por periodo del costo asociado a la compra del crudo a la empresa explotadora se ajustó como un 40% del valor de venta, en función de los reportes generados por Ecopetrol en relación con el precio de producción de crudo pesado al sur del país Tabla 4-8: Rubros asociados a la compra de crudo a la empresa explotadora y precio de venta en el punto de entrega. Precio de Precio de Periodo Precio de compra venta Precio de compra venta Periodo (USD/Barril) (USD/Barril) (USD/Barril) (USD/Barril) [52] [52] 1 $ 9,15 $ 22,87 11 $ 26,49 $ 66,21 2 $ 7,50 $ 18,75 12 $ 27,80 $ 69,49 3 $ 4,62 $ 11,54 13 $ 39,43 $ 98,58 4 $ 10,49 $ 26,23 14 $ 25,04 $ 62,61 5 $ 12,52 $ 31,29 15 $ 32,14 $ 80,35 6 $ 7,72 $ 19,29 16 $ 44,35 $ 110,88 7 $ 11,10 $ 27,76 17 $ 44,62 $ 111,55 8 $ 12,77 $ 31,92 18 $ 43,47 $ 108,68 9 $ 17,98 $ 44,94 19 $ 39,75 $ 99,37 10 $ 22,03 $ 55,07 20 $ 21,43 $ 53, Flujo neto de caja. Para cada escenario propuesto se realizó el flujo de caja a través del horizonte de producción de 20 años con el fin de estimar el tiempo en el cual se recupera la inversión inicial, el valor presente neto de la inversión y la tasa interna de retorno, criterios

131 Capítulo 4. Evaluación económica. 111 fundamentales en la elección de uno de los escenarios de diseño y producción. Los tres escenarios fueron evaluados con tasas de oportunidad del 5, 8 y 10%, la primera asociada a la rentabilidad ofrecida por las corporaciones bancarias colombianas, y las otras dos como posibles escenarios de mayor rentabilidad. Los flujos de caja para cada escenario se presentan detallados en el Anexo C. La El periodo previo al arranque de operación (año cero 0), muestra una caja de flujo negativa, asociada al costo de la adquisición de equipos por parte de los inversionistas figura 3 1 presenta el flujo de caja para los tres escenarios de inversión cuando se asume una tasa de oportunidad del 5%. El periodo previo al arranque de operación (año cero 0), muestra un flujo de caja negativa, asociada al costo de la adquisición de equipos por parte de los inversionistas. Para el escenario 3, donde se diseñan los equipos con la mayor capacidad de operación, dicha inversión es 3,4 veces mayor a la realizada para el mismo periodo bajo las condiciones de diseño del escenario 1. En el caso del escenario 2 la inversión cerca de dos millones de dólares inferior a la realizada bajo las condiciones del escenario 3. Figura 4-1: Flujo de caja anual para los tres escenarios de evaluación durante los 20 años de proyección. Después del pico máximo de producción (sexto año), las ganancias reportadas en todos los escenarios son muy similares, dado que las ganancias recibidas y los costos de producción son los mismos (ver Anexo C).

132 112 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo La única diferencia entre ambos flujos de caja está asociada al pago de seguros por compra de equipos, ya que cada equipo presenta una depreciación diferente en relación al periodo al que fue adquirido y por ende el costo de aseguramiento es distinto. La Tabla 4-9 presenta el flujo de caja para los primeros seis años de operación. Durante este tiempo se realizan todas las adecuaciones y rediseños requeridos para el adecuado funcionamiento durante el horizonte de producción. Se realiza el análisis del valor presente neto para los primeros seis años de inversión, ya que estos constituyen los periodos donde existen operaciones de rediseño y adecuación para los dos primeros escenarios. Tabla 4-9: Flujo de caja neto asociado a los primeros seis años de inversión. Periodo (años( VPN (6 años) Escenario 1 $ $ $ $ Escenario 2 $ $ $ $ Escenario 3 $ $ $ $ Periodo (años) Escenario 1 $ $ $ $ Escenario 2 $ $ $ $ Escenario 3 $ $ $ $ La primera columna de la Tabla 4-9 muestra que valor presente neto para la tercera opción de diseño es superior al reportado por las otras dos opciones ($ USD). Este VPN se obtiene a pesar del costo inicial de inversión más elevado (relaciones de 3,4:1 y 1:1 con respecto a los escenarios 1 y 2 respectivamente), debido a las ganancias superiores (no hay gastos de rediseño asociados) durante los periodos de producción comprendidos entre el segundo y el sexto. Visto como porcentaje, hasta el sexto año de inversión, el segundo y tercer escenario de diseño proporcionan un aumento del 8,8% y el 4,1% con respecto al VPN reportado por el primer modelo de diseño cuando se tiene una tasa de oportunidad del 5%.

133 Capítulo 4. Evaluación económica. 113 La Tabla 4-10 presenta los diferentes Valores presentes netos obtenidos para los tres casos de diseño con diferentes tasas de oportunidad. Por su parte, la Tabla 4-11 muestra el aumento porcentual de valor presente neto tomando como base el generado por el escenario 1 Tabla 4-10: 5%, 8% y 10%. Valor presente neto para los primeros seis años. Tasas de oportunidad del Tasa de oportunidad 5% 8% 10% Escenario 1 $ $ $ Escenario 2 $ $ $ Escenario 3 $ $ $ La Tabla 4-11 muestra que a mayor tasa de oportunidad que para los dos escenarios alternos de diseño un aumento en la tasa de oportunidad representa un incremento en el valor porcentual del valor presente neto con referencia al escenario 1. Tabla 4-11: Aumento porcentual en el valor presente neto de la inversión (primeros 6 años) relacionado con el primer escenario. Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10%. Tasa de oportunidad 5% 8% 10% Escenario 2 4,1% 3,4% 11,5% Escenario 3 8,8% 7,8% 16,0% Otro factor a tener en cuenta es el tiempo para la recuperación de la inversión inicial, donde el mejor escenario de inversión sería el número 1, donde la recuperación del capital ocurre a los 8 meses del arranque de la operación. Por su parte los escenarios 2 y 3 reportan tiempos de recuperación de 20, y 21 meses respectivamente. La Tabla 4-12 presenta la mejora porcentual en el valor presente neto con respecto al escenario 1 de inversión; mientras que la Tabla 4-13 presenta el valor presente neto recaudado al final de los 20 años para los tres escenarios de inversión.

134 114 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla 4-12: Aumento porcentual en el valor presente neto de la inversión relacionado con el primer escenario para el horizonte de producción (20 años). Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10%. Tasa de oportunidad 5% 8% 10% Escenario 2 1,9% 6,1% 6,9% Escenario 3 3,7% 8,6% 9,6% Tabla 4-13: Valor presente neto para los tres escenarios de operación en el horizonte de producción (20 años). Tasas de oportunidad del 5%, 8% y 10%. Tasa de oportunidad 5% 8% 10% Escenario 1 $ $ $ Escenario 2 $ $ $ Escenario 3 $ $ $ La comparación entre los aumentos porcentuales respecto al escenario 1 presentados en a los seis y a los diez años de operación (Tabla 4-11Tabla 4-12) muestran una reducción, asociada a que posterior al sexto año los flujos de caja de los tres escenarios son casi los mismos, por lo cual el impacto de los gastos asociados a rediseño disminuyen su impacto. Por último, aunque en el caso de estudio se descartó el uso de un crédito por parte de una entidad de financiación para el desarrollo del proyecto, en caso de llegar a requerirse, el costo de los intereses jugaría en contra al momento de elegir equipos más robustos, impulsando el escenario inicial para la inversión.

135 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El diseño de las diferentes instalaciones de tratamiento bajo los tres escenarios de operación seleccionados permitieron evidenciar que, a lo largo de la vida útil del centro de acopio, la necesidad de rediseños y ajustes en las condiciones de operación es mayor cuando no se proyecta el cambio incremental en las flujo de alimento. Los resultados del análisis de sensibilidad sobre instalaciones de tratamiento temprano diseñadas bajo las condiciones de operación inicial, mostraron que existe un impacto sobre las características de la corriente de producto cuando se modifica las propiedades del alimento manteniendo el flujo de alimentación. Sin embargo, a volúmenes constantes de alimento modificaciones en el contenido de agua del alimento, en la relación crudogas e incluso cambios en la densidad pueden ser compensados a través de variables de proceso, como es el caso del ajuste en la temperatura o la distribución de fases dentro de los equipos de separación. El tratamiento de una corriente de alimentación a través de tiempo, empleando diferentes configuraciones iniciales para los equipos principales de separación, mostró que es posible a través de la modificación en las condiciones de operación (ajuste en temperaturas de operación y distribución de fases en los equipos) ampliar el intervalo de funcionamiento de los equipos principales. Sin embargo, esta ventana de operación queda limitada cuando el cambio en la corriente de alimento es significativo, tal como se evidencia en el caso de estudio abordado. Para el caso de estudio evaluado, los equipos diseñados bajo los puntos de mayor producción (escenarios 2 y 3) demandaron menores ajustes asociados a la implementación de nuevos equipos para el cumplimiento de la operación. Para estos

136 116 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo escenarios, dado que el flujo de la fase líquida (crudo y agua) es similar, se logró a través de modificaciones en las condiciones de operación ajustar su funcionamiento sin requerir rediseños e implementación de nuevos equipos. Uno de los aportes más importantes de este trabajo, es la estructuración de una metodología para el diseño de las instalaciones de separación y procesamiento de crudo, en función de las proyecciones de la capacidad de procesamiento, ampliando la ventana de operación de la instalación a menores costos. Dicha metodología (sección 3.3) evaluada en el desarrollo del caso de estudio (sección 3.4) mostró su efectividad al permitir la selección y evaluación de los escenarios de diseño alternativos, la determinación de las condiciones de operación y rediseño, y la posterior evaluación económica de las alternativas propuestas, teniendo como criterio de selección la inversión que genera mayor rentabilidad. En el caso de estudio, la evaluación económica de cada uno de los tres escenarios de diseño propuestos permitió determinar que el diseño predictivo proporciona una rentabilidad mayor que la generada con el caso de diseño típico (bajo condiciones iniciales) Tabla 4-11 y Tabla La diferencia en los flujos de caja (Figura 4.1) muestra que dicha rentabilidad se asocia con el comportamiento previo al pico de producción. Lo que anterior permite asegurar que para unidades de tratamiento temprano cuyo pico de producción se encuentre al inicio o cerca a primeras etapas de producción, el impacto en la rentabilidad del proceso asociado a un sobrediseño será menor o nulo (pico de producción en el tiempo cero). Cambios asociados a la composición, sin cambios en el flujo de alimento, del crudo a procesar como API, viscosidad, GOR, impactan en menor medida la operación del centro de acopio, y su efecto se puede amortizar ajustando las condiciones de operación.

137 Anexo A: Ecuaciones de diseño A continuación se presentan las ecuaciones de diseño para los equipos involucrados en el proceso de adecuación de la corriente de crudo que se recibe en los centros de acopio. Modelo de Stokes para la sedimentación de un fluido a través de una fase continua La ecuación de Stokes permite a través de un modelo simplificado de gota determinar la velocidad de sedimentación de una partícula a través de un medio continuo cuando se ve sometida a fuerzas de flotación (F B ) y de arrastre (F D ). La velocidad final se alcanza cuando hay un equilibrio de fuerzas sobre la partícula: F B = F D (A.1) La fuerza de flotación corresponde al empuje que ejerce el fluido sobre la partícula, y se encuentra dada por la expresión: F B = (ρ l ρ g ) πd3 6 (A.2) Por su parte la fuerza de arrastre, correspondiente a la resistencia que ejerce el fluido al movimiento de la partícula esférica, y cuya dirección es contraria al movimiento se encuentra dada por la expresión:

138 118 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo F B = C D A g ρ [ V t 2 2g ] (A.3) El coeficiente de arrastre corresponde a una medida adimensional que permite determinar el arrastre o resistencia de la partícula en un medio continuo. C D = 24 Re + 3 Re (A.4) El número de Reynolds está dado por la expresión: Re = ρ gd m V μ (A.5) Remplazando las expresiones A-2 y A-3 en la ecuación A-1 se obtiene para la velocidad de sedimentación: V t = 0, [( ρ l ρ g ) d m ρ g C D ] 1 2 (A.6) El algoritmo de cálculo empleado para determinar la velocidad de sedimentación se presenta en la Figura A-1.

139 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 119 Figura A-1: Diagrama de flujo para el cálculo de la velocidad terminal de sedimentación de una partícula esférica en un medio continuo. Determinación de la velocidad de sedimentación. Viscosidad del gas, densidad de las fases, diámetro de la partícula, Cd supuesto Calcular Vt inicial a partir de la Ec. A-6 Determinar el número de Reynolds a partir de la Ec. A-5 Determinar el Cd calculado a partir de la ecuación A-4. Determinar nuevamente Vt final con la Ec. A-6 NO Si Vt final -Vt inicial <ξ SI Vt=Vt final. Cd=Cd calculado Vt final. Cd calculado

140 120 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador bifásico gas-crudo horizontal Definido el caudal de gas a tratar, la velocidad de flujo a través del separador es función del área transversal disponible para cada fase. Las dimensiones seleccionadas, diámetro y longitud, deben permitir que la gota de crudo alcance la interfase antes de abandonar el separador. El área destinada al flujo de gas estada dada: A gas = d2 183,3 (%Area) (A.7) A su vez la velocidad del gas está definida como la relación entre el caudal y el área: V gas = 59,97 TZQ gas Pd 2 (%Area) (A.8) Paralelo, si la velocidad de gas es expresada en función del recorrido horizontal a través de la zona del equipo destinada a la separación y el tiempo de residencia se tiene: V gas = L eff t g (A.9) El tiempo de residencia deberá permitir que a la velocidad de sedimentación, la partícula líquida del tamaño establecido para la separación, realice el recorrido a través de la altura de la fase gaseosa alcanzado la interfase. Dado lo anterior es necesario conocer una expresión que permita el cálculo de la altura de la fase gaseosa en función del área elegida para el flujo de gas. La ecuación A-10 presenta una relación entre el área y la altura de la fase gaseosa para un recipiente cilíndrico: A = πr2 2 + (h R) 2Rh h2 + R 2 arcsen ( R+h R ) (A.10)

141 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 121 Si la expresión anterior se divide por el área transversal total del separador, y se define una función alfa como la relación entre la altura de la fase gaseosa y el diámetro del separador se obtiene: A = (α 1 arcsen(2α 1) ) α(1 α) + (A.11) A T 2 π 2 π α= h/d La expresión anterior no es explícita en términos de α para una relación de área, por lo cual se realiza una tabulación que permita para un porcentaje de área conocer la relación h/d. Tabla A-1: relación h/d. Relación entre el porcentaje de área destinado para el flujo de gas y la %A Α %A Α %A α %A Α ,1 0,26 51,4 0,51 82,2 0,77 0,5 0,02 22,5 0,28 54,1 0,53 84,4 0,79 1,5 0,04 25,0 0,30 56,8 0,55 86,6 0,81 2,7 0,06 27,5 0,32 59,4 0,57 88,7 0,83 4,1 0,09 30,0 0,34 62,1 0,60 90,7 0,85 5,7 0,11 32,6 0,36 64,8 0,62 92,6 0,87 7,4 0,13 35,2 0,38 67,4 0,64 94,3 0,89 9,3 0,15 37,9 0,40 70,0 0,66 95,9 0,91 11,3 0,17 40,6 0,43 72,5 0,68 97,3 0,94 13,4 0,19 43,2 0,45 75,0 0,70 98,5 0,96 15,6 0,21 45,9 0,47 77,5 0,72 99,5 0,98 17,8 0,23 48,6 0,49 79,9 0,74 100,0 1,00 Estableciendo que el recorriendo radial de la partícula que sedimenta es realizado a la velocidad de sedimentación (Ecuación A-6), y expresando tal velocidad en función de tiempo empleado y el recorrido realizado por la partícula se tiene: V t = αd t g (A-12)

142 122 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Al igualar los tiempos de residencia en las expresiones de velocidad para el recorrido vertical y horizontal se tiene y reorganizando la expresión se tiene: d L eff = 59,97TZQ gas α 0, [( ρ l ρ 1 (A.13) g ρg )d m 2 ] P(%Area) C D Para la fase líquida, el tiempo de residencia dentro de la zona de separación está dado por la expresión: t = 84,039 (1 %Agas 100 )d2 L eff Q l (A.14) Para un tiempo de residencia y diámetro determinado, la fase que restringe la operación será aquella que requiera una mayor longitud efectiva. Adicional a la longitud efectiva determinada para la separación, el dimensionamiento del equipo debe incluir el espacio que ocuparían los accesorios internos, teniendo para la fase gaseosa: L ss = L eff + d 12 (A.15) Y para la fase líquida, L ss = 4 3 L eff (A.16) La relación óptima de esbeltez en equipos cilíndricos que evita fenómenos de re arrastre se encuentra entre 3 y 4: 3 < 12L ss d < 4 (A.17) El algoritmo para la determinación de la longitud y el diámetro de un separador bifásico horizontal se presenta en la Figura A-2.

143 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 123 Figura A-2: horizontal. Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador bifásico Dimensionamiento de un separador bifásico horizontal %Área de flujo fase gaseosa, α, temperatura, Z, Caudales, Presión Viscosidad del gas, densidad de las fases, diámetro de la partícula, Cd supuesto Determinar la velocidad de sedimentación y el coeficiente de arrastre. (ver figura A-1) Definir un % de área para la fase gaseosa. (ver recomendaciones) Calcular la relación Leff *d a partir de Ec. A-13. Establecer tiempos de residencia tr, (ver recomendaciones) Determinar la relación d 2 L eff a partir de la ecuación A-14 Para cada tr, calcular con diferentes diámetros la L eff para el gas y el líquido Ec. A-16 ya-18. NO Calcular Lss con la Ec. A-16 L eff del gas> L eff del líquido? SI Calcular Lss con la Ec. A-15 Determinar una combinación Lss/D que cumpla la Ec. A-17 Seleccionar las dimensiones comerciales del equipo Diámetro y longitud del separador

144 124 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador bifásico gas-crudo vertical En un separador vertical el diámetro seleccionado deberá permitir que la velocidad del gas sea menor o igual a la velocidad de sedimentación determinada para la partícula (ver Anexo A.1) V gas = 60 TZQ g Pd 2 (A.18) Igualando la velocidad de sedimentación (Ecuación 7) y la velocidad del gas en un separador vertical (Ecuación 22), se encuentra el valor mínimo que deberá tener el diámetro para permitir la separación de fases d 2 = 5055 ( TZQ g ) [( ρ g ) C D P ρ l ρ g d m ] 1 2 (A.19) La fase líquida, tendrá un tiempo de residencia determinado por la relación entre el volumen del equipo asignado para su almacenamiento y el caudal a manejar. d 2 h = 60 7 Q lt r (A.20) L ss = h (A.21) L ss = h+d (A.22) De las ecuaciones anteriores se tomará aquella que proporcione el mayor valor para Lss. Por último se determina la relación de esbeltez, que al igual que en un separador horizontal debe encontrarse entre 3 y 4. El diagrama de flujo para el diseño de un separador vertical se presenta en la figura A-3.

145 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 125 Figura A-3: vertical bifásico. Diagrama de flujo para el cálculo de las dimensiones de un separador Dimensionamiento de un separador bifásico vertical Temperatura, Z, caudales, presión, viscosidad del gas, densidad de las fases, diámetro de la partícula, Cd supuesto Determinar la velocidad de sedimentación y el coeficiente de arrastre. (ver figura A-1) Determinar las restricciones para el flujo de gas, (diámetro mínimo) Ec.-A19 Establecer tiempos de residencia tr, (ver recomendaciones) Calcular diferentes relaciones diámetro-altura de la fase líquida para diferentes tr, Ec. A-20, Calcular los Lss Ec- A21 y Ec.- A22, y seleccionar el mayor valor. Determinar una combinación Lss/D que cumpla la Ec. A-17 Seleccionar las dimensiones comerciales del equipo Diámetro y longitud del separador

146 126 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Algoritmo de cálculo para el dimensionamiento de un separador gas-crudo-agua horizontal A continuación se presenta el modelo de cáculo empleado para la determinación de las dimensiones de un separador trifásico horizontal agua-gas-crudo. El algoritmo empleado aplica igualmente para el diseño de separadores de agua libre, donde la cantidad de gas es menor en relación con el volumen crudo-agua, y por ende el área asignada para el flujo de la fase gaseosa es menor. El procedimiento presentado a continuación corresponde al diseño de separadores tipo bucket and weir, ( Figura 2-2) donde el éxito de la separación se encuentra determinado por el adecuado diseño de la diferencia entre las alturas de los respectivos vertederos. Donde, h = h o (1 ρ o ρ w ) h = Diferencia de altura entre vertederos. (A.23) La expresión anterior, se obtiene al realizar un balance de presiones en el fondo del separador. La restricción para el flujo de la fase gaseosa está dada, al igual que en un separador bifásico horizontal, por el área transversal asignada, Ec A-13. La combinación de las propiedades de los fluidos, las variables de diseño y condiciones de operación, determinan relaciones entre la longitud y el diámetro que permiten lograr la separación entre fases para los tamaños de partícula definidos. V f.líq = 5,4541x10 3 d 2 L eff (1 %Agas 100 ) (A.24) Expresando el volumen como una función de los caudales y el tiempo de residencia de los líquidos se tiene:

147 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 127 d 2 L eff = 60[(t o ) rq o +(t w ) r Q w ] 84(1 %Agas 100 ) (A.25) La expresión anterior constituye una restricción para las dimensiones del separador en función de los tiempos de residencia y caudales de los líquidos. Además del área ocupada por las fases líquidas, es importante determinar una relación para la altura de la fase oleosa como función de las propiedades de los fluidos y condiciones de la separación. La altura de la fase oleosa corresponde a la distancia que debe atravesar la gota desde la interfase gas-crudo hasta la interfase agua-crudo: h o_max = 0,00128 (t o ) r ( SG)dm2 μ (A.26) Una altura mayor no permitiría a la gota de agua alcanzar la interfase crudo-agua en el tiempo de residencia del fluido dentro del equipo, ocasionando que la corriente de crudo no cumpla con el contenido de agua fijado a como requerimiento a la salida del equipo. Para determinar la altura máxima de la fase oleosa permisible se combinan dos expresiones, la primera correspondiente a la fracción del área dedicada a la fase acuosa como función de los flujos y tiempos de residencia para las fases líquidas; y la segunda obtenida a partir de la Ecuación A-11, aplicada a la fracción que ocupa la fase acuosa y expresada como función de las relaciones entre la altura del gas y la altura del crudo sobre el diámetro respectivamente. A w A = (1 %A gas 100 )Q w (t w ) r Q w (t w ) r +Q o (t o ) r (A.27) A w A = π [1 2 (α + β)] ((α + β) (α + β)2 ) 0,5 + Arcsen(1 2(α+β)) π (A.28) α=h g /d y β=h o /d

148 128 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Establecido el porcentaje de área que ocupa el gas y calculada la relación h g /d a partir de la Tabla A-1, es posible obtener una curva que correlacione A w A en la Figura A-4. y β como la presentada La combinación de las expresiones anteriores permite determinar un valor de la relación (h o /d)max, empleada en conjunto con la altura máxima de la fase líquida (Ecuación A-26) en la determinación del diámetro máximo permitido. d max = h omax ho d (A.29) Establecido el valor del diámetro máximo, se emplean las ecuaciones de restricción A-13 y A-25 para determinar a diferentes tiempos de residencia las longitudes que restringen la separación de las gotas de crudo de la fase gaseosa y de las gotas de agua de la fase de crudo. La ecuación que proporcione el mayor valor para la longitud del separador determinará separación que restringe la operación. Figura A-4: Coeficiente β como función de la fracción de área asignada a la fase acuosa (Aw/A) para diferentes fracciones de gas.

149 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 129 La longitud adicional ocupada por los accesorios dentro del separador se ajusta a través de las relaciones A-15 y A-16, asegurando que las combinaciones de longitud y diámetro del equipo den cumplimiento a la relación de esbeltez presentada en la Ecuación A-17 Dimensionamiento de un Gun Barrel Para llevar a cabo el dimensionamiento de un Gun Barrel se requiere realizar la determinación del tamaño de partícula que se desea decantar. Dicho tamaño de gota es inverso al tiempo que debe proporcionarse para la separación; es te último a si vez es proporcional a la viscosidad del crudo que se desea tratar. La relación entre la viscosidad y el tamaño de partícula es: d m1% = 200 μ 0,25 (A.30) Donde d m1% = Diámetro de partícula para requerido para para producir un crudo con un BS&W del 1%. μ= Viscosidad del crudo, cp. Para el uso de esta ecuación la viscosidad debe ser menor a 80 cp. En el caso de tratadores electrostáticos se tiene: d m1% = 170μ 0,4 Donde 3 cp<μ<80 (A.31) El ajuste del tamaño de gota requerido para un corte de agua diferente en la corriente de producto se realiza mediante la expresión A.32: d m d m1% = W c 0,33 (A.32)

150 130 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura A-5: horizontal. Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador trifásico Dimensionamiento de un separador trifásico horizontal %Área de flujo fase gaseosa, α, T, P, Z, Caudales, Presión Viscosidad del gas, densidad de las fases, diámetro de la partículas, Cd supuesto, tiempos de residencia para los líquidos. Determinar la velocidad de sedimentación y el coeficiente de arrastre. (ver figura A-1) Determinar la altura máxima para la película de crudo, Ec. A-26. Calcular la fracción de área asignada para la fase acuosa, Ec. A-27 Determinar la relación (ho/d) para una fracción de fase acuosa calculada (Aw/A) y fase gaseosa seleccionada. Figura A-4 Calcular el diámetro máximo permisible para el separador, Ec. A-29. Para valores de diámetros inferiores al máximo calcular la longitud efectiva para las fase orgánica (Ec. A-25) y para la fase gaseosa (Ec- A- 13). NO Calcular Lss con la Ec. A-16 L eff del gas> L eff del líquido? SI Calcular Lss con la Ec. A-15 Determinar una combinación Lss/D que cumpla la Ec. A-17 Seleccionar las dimensiones comerciales del equipo Diámetro y longitud del separador

151 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 131 Una vez determinado el tamaño de gota se procede a realizar el dimensionamiento del equipo empleando la expresión A.33 d = 81,8 [ FQ oμ (ΔSG)d m 2 ] 0,5 (A.33) Figura A-6: horizontal. Diagrama de flujo para el dimensionamiento de un separador trifásico Dimensionamiento de un Gun Barrel Defina una temperatura de operación y determina la viscosidad del crudo. Determine el tamaño de gota de agua (micrones) que desea precipitar ver ecuaciones Ec. A-30, A-31, A-32 Definir la geometría del equipo, Ec. A-31 Corrobore la eficiencia de equipo proporcionando el tiempo de residencia requerido para la separación Ec. A-32 Evaluar el mismo procedimiento a diferentes temperaturas Seleccionar las dimensiones comerciales del equipo Diámetro y longitud del separador

152 132 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Balance de materia sobre un desalador de una y dos etapas. Los algoritmos presentados para el balance de masa en desaladores de una y dos etapas son presentados por Manning [53]. A continuación se presentan los balances de materia realizados sobre un desalador de una única etapa. Figura A-7: etapa. Diagrama de proceso para la operación de un desalador de una única Dónde: A, L, B, V y D = Corresponden a flujos de salmuera por barril de crudo o por cada 1000 barriles de crudo según se especifique en el problema bbl salmuera bbl de crudo K A, K L, K B, K V y K D = Corresponden a la concentración de sal expresada en para la corriente analizada E = eficiencia de mezclado. Varía entre 0-1. lb sal bbl salmuera Z= contenido de sal en la corriente de producto expresado en PTB si el flujo de salmuera esta expresado por cada 1000 barriles de crudo. X A, X L, X B, X V y X D = fracción de salmuera expresada como bbl salmuera bbl totales

153 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 133 El divisor de flujo que afecta el agua de dilución que ingresa al mezclador es una corriente imaginaria que permite ver el efecto de la eficiencia de mezclado sobre el problema. Para los desaladores de una única etapa dos son los tipos de cálculos que pueden ser requeridos: 1) Determinar el contenido de sal en la corriente de producto cuando se conoce las características del agua de dilución. Z = B(AK A+EDK D ) A+ED (A.34) 2) Determinar la demanda de agua de dilución requerida para lograr una determinada concentración de sal (PTB) en la corriente de producto. D = A(BK A Z) E(Z BK D ) (A.35) El tratamiento para un desalador de dos etapas se presenta a la figura A.8 Figura A-8: etapa. Diagrama de proceso para la operación de un desalador de una única

154 134 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Donde A, N, B, M, C, R, V y D Corresponden a flujos de salmuera por barril de crudo o por cada 1000 barriles de crudo según se especifique en el problema bbl salmuera bbl de crudo K A, K N, K B, K M, K C, K R, K D y K V = Corresponden a la concentración de sal expresada en lb sal bbl salmuera para la corriente analizada E 1 ye 2 corresponden a la eficiencia de mezclado. Varía entre 0-1. Z= contenido de sal en la corriente de producto expresado en PTB si el flujo de salmuera esta expresado por cada 1000 barriles de crudo. X A, X N, X B, X M, X C, X R X V y X D = fracción de salmuera expresada como bbl salmuera bbl totales Para los desaladores de dos fases se tienen también dos casos típicos de estudio. 1) Calcular el agua de dilución D cuando se conoce el contenido de sal en la corriente de producto, para lo cual se tiene la siguiente rutina de cálculo: F = Z CK D (A.36) G = E 1 E 2 F (A.37) H = (BE 1 + AE 2 CE 1 E 2 )F (A.38) J = AB(Z CK A ) (A.39) D = H+ H2 4GJ 2G (A.40) 2) Determinar el contenido de sal cuando las características del agua de dilución son conocidas. R = B + D C (A.41) N = A + E 1 R (0.42)

155 Anexo A. Ecuaciones de diseño. 135 M = B + E 2 D (0.43) RK R = BAK A (M C)+NDK D (M E 2C) MN+BE 1 (C M) (0.44) KB = AK A+E 1 RK R N (0.45) Z = BK B + DK D RK R (0.46)

156

157 Anexo B: Caracterización de la fracción pesada Correlaciones para la estimación de propiedades físicas de la fracción pesada y factor acéntrico La Tabla B.1 presenta las correlaciones seleccionadas para la caracterización de los pseudocompuestos, empleados para el cálculo del equilibrio termodinámico. Las correlaciones más comunes combinan el uso de propiedades como la temperatura media de ebullición, la gravedad específica y el peso molecular. En ocasiones la determinación del total de las propiedades requeridas conlleva el uso de más de una correlación. Tabla B-1: Correlaciones generalizadas empleadas para la caracterización de los pseudocompuestos Correlación Propiedades requeridas Propiedades calculadas Riazi-Daubert (1) Temperatura media de ebullición, Tb Gravedad específica Peso molecular MW Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Volumen crítico, Vc Riazi-Daubert (2) Gravedad específica Temperatura media de Peso molecular, MW ebullición. Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Volumen crítico, Vc Cavett Temperatura media de ebullición, Tb Grados API Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Lee-Keesler Temperatura media de ebullición, Tb Peso molecular MW

158 138 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Correlación Propiedades requeridas Propiedades calculadas Gravedad específica,ϒ Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Acentric Factor, ω Temperatura media de ebullición, Tb Gravedad específica,ϒ Temperatura media de ebullición, Tb Gravedad específica, ϒ Peso molecular, MW Temperatura media de ebullición, Tb Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Peso molecular MW Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Temperatura crítica, Tc Presión crítica, Pc Volumen crítico, Vc Factor acéntrico. Tabla B-2: Correlación Win-Sim-Daubert Watansiri-Owens- Starling Edmister Riazi- Daubert correlaciones para el cálculo de las propiedades críticas. θ = aθ 1 b θ 2 c EXP{dθ 1 + eθ 2 + fθ 1 θ 2 } (1): Θ= MW, Tc, Pc or Vc θ 1 =Tb θ 2 = MW (2): Θ= Tb, Tc, Pc or Vc θ 1 =MW θ 2 =ϒ Cavett Tc = a 0 + a 1 T b + a 2 T b 2 + a 3 (API)T b + a 4 T b 3 + a 5 (API)T b 2 + a 6 (API) 2 T b 2 Lee-Kesler Log(Pc) = b 0 + b 1 T b + b 2 T b 2 + b 3 (BPI)T b + b 4 T b 3 + b 5 (BPI)T b 2 + b 6 (BPI) 2 T b 2 ln(pc) = ( ϒ ( ϒ + ( ϒ ϒ 2 ) 10 7 Tb 2 ( ϒ 2 ) Tb ϒ 2 ) 10 3 Tb Tc = ϒ + ( ϒ)T b + (( ϒ)105 ) T b

159 Anexo B. Caracterización de la fracción pesada 139 Win-Sim- MW = ϒ + ( ϒ)T b ( ϒ ϒ 2 ) ( ) 10 T 7 + b T b ( ϒ ϒ 2 ) ( ) 10 T 12 + b 3 T b θ = T b T c Para el factor acéntrico: si θ < 0.8 ω = (ln ( P c ) ln(θ) θ θ 6 ) ln(θ) θ θ 6 si θ > 0.8 ω = K K K θ + θ Daubert Pc = T b γ Watansiri Owens - Starling Tc = EXP( T b γ ) MW = x10 5 T b γ Ln(Tc) = T b ln(mw) ln(t b ) + MW[ γ 0, γ 1/ γ] Ln(Vc) = γ γ γ ln (MW) ln (γ) Ln(Pc) = exp( ( Tc Vc ) 0, MW Tc Tc MW ω = [ X10 4 T b T b MW MW X10 5 ( T 2 b γ ) X10 4 T b MW γ MW X10 4 MW X10 4 γ MW T b 1/ T b 2/3 γ 2 ] 5Tb 9 MW MW

160 140 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Edmister ω = 3[log ( Pc 14,7 )] 7[ Tc 1 Tb 1] Nath Z c = 0, ω Fuente: [26] Termodinámica de los hidrocarburos Equilibrio líquido-vapor El equilibrio termodinámico en una mezcla multicomponente de hidrocarburos se establece mediante la igualdad de las fugacidades de cada componente (i) para la fase líquida (L) y la fase vapor (v), de la siguiente manera: f il = f iv (B-1) Existe una relación entre la fugacidad, la presión del sistema y la fracción molar de cada componente, este factor llamado coeficiente de fugacidad realiza una corrección del estado ideal para cada fase con las siguientes ecuaciones: iv = [ f iv y i P ] il = [ f il x i P ] (B-2) (B-3) La constante de reparto para cada componente Ki, se define como la relación entre las fracciones molares del componente i para la fase líquida y la fase vapor, la cual puede expresarse también como una función de las fugacidades. K i = y i x i K i = f i L /(xi P) f iv /(y i P) = L i V i (B-4) El coeficiente de fugacidad tiene la siguiente relación termodinámica generalizada: ln i = 1 RT (V I RT 0 p P ) dp (B-5)

161 Anexo B. Caracterización de la fracción pesada 141 Es necesario contar con una ecuación de estado que permita establecer la relación entre la presión, temperatura, volumen y composición para resolver la ecuación anterior. Se escogió el modelo termodinámico propuesto por Peng-Robinson, el cual fue desarrollado específicamente para la industria petrolera. P = RT V m b aα V m 2 +2bV m b 2 (B-6) En donde: a = R2 T C 2 P C b = RT C P C α = (1 + ( ω ω 2 )(1 T r 0.5 )) 2 (B-7) (B-8) A continuación se muestra un diagrama de flujo de las etapas del proceso iterativo requerido para determinar el equilibrio líquido vapor a través de la ecuación de estado. Cálculo de las composiciones iniciales de las fases: Para una estimación inicial de las composiciones de las fases líquida y vapor en el equilibrio se emplea la ecuación de Wilson simplificada a partir de las propiedades críticas y del factor acéntrico: K A i = P C,i exp [5.37(1 + w P i) (1 T C,i )] T (B-9) Donde: K i A T P P C,i T C,i w i Constante de reparto aproximada del componente i Temperatura de equilibrio (R) Presión. Presión crítica del componente i (psia) Temperatura crítica del componente i (R) Factor acéntrico del componente i n z i (K i A 1) f(v) = i=1 = 0 (B-10) 1+v(K i A 1) y i = x i = z i K i A 1+v (K i A 1) z i 1+v (K i A 1) (B-11) (B-12)

162 142 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Donde z i y i, x i v Fracción molar del componente i en la mezcla de alimentación Fracción molar del componente i en las fases vapor y líquido, respectivamente Fracción en moles de la mezcla que se está vaporizando. Figura B-1: Diagrama de flujo para el cálculo del equilibrio líquido vapor de una corriente de crudo empleando ecuaciones de estado.

163 Anexo B. Caracterización de la fracción pesada 143 Una vez determinados los valores para las constantes de reparto por componentek i A, se calcula la fracción de la mezcla que será vaporizada (v) y las composiciones de las fases vapor y líquido. Para encontrar el valor de la fracción vaporizada y la composición de cada fase, combinadas en las ecuaciones B-10, B-11, B-12, se realiza un procedimiento iterativo, que puede iniciar con la suposición de una dependencia entre los coeficientes de reparto y la composición, la cual permite el cálculo de los K A i a través de correlaciones disponibles en la literatura. Cálculo de fugacidades: Para el cálculo de las fugacidades se emplea la ecuación de estado de Peng-Robinson, la cual relaciona las variables PVT para predecir el comportamiento termodinámico de los sistemas de hidrocarburos de acuerdo, ecuación B-6. Para obtener las constantes de la ecuación B-7, se utilizan las reglas de mezclado de Van der Waals, las cuales están determinadas por las fuerzas de atracción y repulsión: n n a = [x i x j (a i a j α i α j ) 0.5 i=1 j=1 (1 K ij )] (B-13) n b = i=1 [x i b i ] (B-14) Dónde: a Parámetro de atracción de la mezcla b Parámetro de repulsión de la mezcla x i, x j Fracciones molares de los componentes i, j en la mezcla a i, a j Parámetros de atracción en los componentes i, j b i Parámetro de repulsión del componente i α i, α j Factores adimensionales de los componentes i, j K ij Coeficiente de interacción binaria entre los componentes i, j El factor de compresibilidad Z se determina a partir de la ecuación de estado de Peng- Robinson y está dado por:

164 144 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Z 3 + (B 1)Z 2 + (A 3B 2 2B)Z (AB B 2 B 3 ) = 0 A = (ap) (RT) 2 B = (bp) (RT) (B-15) (B-16) (B-17) Cuando se relaciona la ecuación de estado de Peng Robinson (B-6) en la relación termodinámica del coeficiente de fugacidad del componente i en la mezcla (B-5) se obtiene la siguiente expresión: ϕ i = EXP [ b i (Z 1) b ln(z B) A n [x 0.5 i(a i a j α i α j ) (1 Kij )] 2(2) 0.5 B [2 i=1 a b i b ] ln [Z+(1+(2)0.5 )B Z+(1 (2) 0.5 )B ]] (B-18) A partir de la cual es posible obtener los coeficientes de fugacidad de cada componente en la fase líquida y en la fase vapor; estos valores resplazados en la ecuación B-4, permiten el calculo de las constantes de reparto de la ecuación requeridas para la determinación de la composición. La iteración finaliza cuando las composiciones calculadas en dos secuecias de cálculo segidas no difieran en un valor superior al error establecido.

165 Anexo C: Tablas de datos caso de estudio Tabla C-1: Promedio de la producción diaria que ingresó a las instalaciones de tratamiento durante cada periodo de tiempo en un horizonte de 20 años. Tiempo (años) Flujo de crudo (MBOPD) 7,417 14,763 33,751 33,076 33,076 31,422 Flujo de agua (MBWPD) 6,068 14,569 39,749 46,110 54,242 60,322 Flujo total líquidos (MBPD) 13,485 29,332 73,500 79,186 87,318 91,744 Flujo de gas (MMSCFD) 0,645 1,284 2,935 2,876 2,876 2,732 Contenido de sal (PTB) Tiempo (años) Flujo de crudo (MBOPD) 28,280 22,324 18,243 10,919 8,595 8,025 Flujo de agua (MBWPD) 63,301 58,065 54,963 37,980 30,380 26,732 Flujo total líquidos (MBPD) 91,581 80,389 73,206 48,899 38,975 34,757 Flujo de gas (MMSCFD) 2,459 1,941 1,586 0,950 0,747 0,698 Contenido de sal (PTB) Tiempo (años) Flujo de crudo (MBOPD) 3,985 3,945 3,905 3,866 3,828 3,789 Flujo de agua (MBWPD) 20,734 19,855 18,862 19,856 18,863 19,857 Flujo total líquidos (MBPD) 24,719 23,800 22,768 23,722 22,691 23,646 Flujo de gas (MMSCFD) 0,347 0,343 0,340 0,336 0,333 0,330 Contenido de sal (PTB)

166 146 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tiempo (años) Flujo de crudo (MBOPD) 3,752 3,714 Flujo de agua (MBWPD) 18,864 19,858 Flujo total líquidos (MBPD) 22,616 23,572 Flujo de gas (MMSCFD) 0,326 0,323 Contenido de sal (PTB) El contenido de sal para cada periodo de tiempo fue calculado asumiendo que la sal proviene únicamente de la fracción acuosa y que la salmuera no cambia su salinidad en el tiempo. Para el periodo inicial se estimó un contenido de sal de 0,3607 lb de sal/barril de fase acuosa. Con respecto a los grados API solo se conoce al inicio de la explotación registraron un valor de 21,8 y en el cierre del proyecto su valor fue de 18; se asumirá entonces al no contar con más información que su cambio a través del tiempo fue lineal. Figura C-1: Promedio de la producción diaria que ingresó a las instalaciones de tratamiento durante cada periodo de tiempo en un horizonte de 20 años

167 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 147 Figura C-2: Diagrama de flujo de proceso para la adecuación de la corriente de crudo proveniente de pozo en el periodo inicial de explotación, bajo las condiciones del diseño del escenario 1.

168 148 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con las propiedades iniciales Tabla C-2: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el diseño realizado en función de las propiedades al inicio de la explotación Unidades Crudo Base Gas_1 Salmuera_1 1 Fracción de vapor ,014 Temperatura ªF Presión psia Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Fracción de vapor 0,014 0,0147 0, Temperatura ªF Presión Psia Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 Crudo final Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF Presión Psia ,4 25 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

169 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 149 Tabla C-3: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo. Unidades Vapor agua Liquido sat Vapor_agua_2 Liq_sat_2 Fracción de vapor Temperatura ªF Presión psia Flujo másico lb/hr Tabla C-4: Consumo de energía en las bombas de proceso. Unidad Q_P-101 Q_P-100 Q_P-102 Energía HP 2,06 11,704 1,517 Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 33,7% BS&W Tabla C-5: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el tratamiento de un crudo con 33,7%BS&W Unidades Crudo Base Salmuera_1 Gas_1 1 Fracción de vapor ,0177 Temperatura ªF 156,4 156,4 156,4 155,4 Presión psia 62,7 62,7 62,7 62,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

170 150 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Unidades Fracción de vapor 0, Temperatura ªF 155,4 157,2 178,2 175,2 175,2 184,5 184,5 175,2 175,4 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 38,4 34,1 34,1 29,7 164,1 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua a Agua_GB1 Agua_GBs1 tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 184,5 184,6 162,7 184,5 184,6 184,5 173,8 174,7 Presión psia 34,1 99,0 97,0 34,1 99,0 34,1 97,0 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

171 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 151 Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 51,55 % BS&W Tabla C-6: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso para el tratamiento de un crudo con 51,55%BS&W Unidades Crudo Base Salmuera_1 Gas_1 1 Fracción de vapor Temperatura ªF 156,4 156,4 156,4 156,4 Presión psia 62,7 62,7 62,7 62,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Fracción de vapor 0,0127 0,0131 0, Temperatura ªF 155,6 158,1 176,4 174,2 174,2 184,7 174,2 174,3 174,2 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 40,7 36,3 29,7 119,3 29,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 10 Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 184,7 184,7 162,7 184,7 184,7 184,7 172,9 173,7 Presión Psia 36,3 79,7 77,7 36,3 79,7 36,3 77,7 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

172 152 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 18,53 API Para el análisis del efecto de los grados API se empleó el mismo flujo volumétrico del caso base. Tabla C-7: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso el tratamiento de un crudo con 18,53 API Unidades Fracción de vapor 0,0144 0,0148 0, Temperatura ªF 155,5 157,8 177,3 174,7 174,8 184,9 174,7 174,9 174,7 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 39,8 35,4 29,7 134,0 29,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 10 Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 184,9 184,9 162,7 184,9 184,9 184,9 173,3 174,3 Presión Psia 35,4 85,9 83,9 35,4 85,9 35,4 83,9 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

173 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 153 Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 25,07 API La composición que entra a la unidad de separación es igual que en el caso del crudo base. Tabla C-8: Balance de materia y condiciones de las corrientes de proceso el tratamiento de un crudo con 18,53 API Unidades Fracción de vapor 0,0142 0,0145 0, Temperatura ªF 155,5 157,8 177,0 174,5 174,6 184,5 174,5 174,7 174,5 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 39,7 35,4 29,7 131,6 29,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 10 Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 184,5 184,6 162,7 184,5 184,6 184,5 173,1 174,1 Presión Psia 35,4 84,7 82,7 35,4 84,7 35,4 82,7 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

174 154 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 1500 MSCFDI Tabla C-9: de crudo Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente Unidades Crudo Base Gas_1 Salmuera_1 1 Fracción de vapor ,0320 Temperatura ªF 156,4 156,4 156,4 154,8 Presión psia 62,7 62,7 62,7 62,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Fracción de vapor 0,0320 0,0326 0, Temperatura ªF 154,8 156,6 175,1 171,2 171,2 181,4 171,2 171,3 171,2 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 40,0 35,6 29,7 132,3 29,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 10 Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 181,4 181,5 162,7 181,4 181,5 181,4 170,4 170,7 Presión psia 35,6 85,2 83,2 35,6 85,2 35,6 83,2 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

175 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 155 Balance de materia y energía del proceso de adecuación del crudo con 50 MSCFDI Tabla C-10: de crudo. Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente Unidades Crudo Base Gas_1 Salmuera_1 1 Fracción de vapor ,34E-04 Temperatura ªF 156,4 156,4 156,4 156,3 Presión psia 62,7 62,7 62,7 62,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Fracción de vapor 2,34E-04 3,61E-04 7,88E Temperatura ªF 156,3 159,2 179,2 178,4 178,4 188,2 178,4 178,6 178,4 Presión Psia 62,7 59,3 55,8 29,7 39,6 35,2 29,7 131,1 29,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD Unidades Agua_GB1 Agua_GBs1 10 Agua a tratamiento TEA Fracción de vapor Temperatura ªF 188,2 188,3 162,7 188,2 188,3 188,2 176,4 177,8 Presión psia 35,2 84,2 82,2 35,2 84,2 35,2 82,2 24,7 Flujo másico lb/hr Flujo volumétrico estándar BFPD

176

177 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 157 Cambio en las condiciones de operación de las unidades de proceso a lo largo del horizonte de producción Tabla C-11: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 1 para cada periodo de tiempo. Intercambiador-E Unidades Nueva E101-1 E101-2 E101-3 E101-4 E101-5 E101-6 Unidades totales E101-1 / E101-1 / E101-1 / E101-1 / E101-2 / E101-2 / E101-1 / E101-2 / E101-1 E101-2 / E101-1 E101-2 / E101-3 / E101-3 / E101-2 / E101-3 / E101-3 / Unidades en uso E101-1 /E1012 E101-3 / /E101-2 E101-3 / E101-4 / E101-4 / E101-3 E101-4 / E101-4 /E101-3 E101-4 / E101-4 E101-5 / E101-5 / / E101-5 E101-5 E101-5 E101-6 E101-6 Temperatura de salida Intercambiador-E Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso E101-3 E101-1 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-2 / E101-4 / E101-5 E101-5 E101-5 E101-5 E101-5 E101-5 E101-5 E101-5 E101-6 Temperatura de salida

178 158 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Intercambiador-E Unidades Nueva E102-1 E102-2 E102-3 E102-4 E102-5 E102-6 Unidades totales Unidades en uso E102-1 E102-1 / E102-1 / E102-1 / E102-1 / E102-2 / E102-2 / E102-1 / E102-2 / E102-1 / E102-2 / E102-1 E102-2 / E102-3 / E102-3 / E102-2 / E102-3 / E102-3 / E102-2/ E102-3 / /E102-2 E102-3 / E102-4 / E102-4 / E102-3 / E102-4 / E102-4 E102-3 E102-4 / E102-4 E102-5 / E102-5 / E102-5 E102-5 E102-5 E102-6 E102-6 T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h) Intercambiador-E Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso E102-1 / E102-2 / E102-3 / E102-2 / E102-2 / E102-2 / E102-2 / E102-2 / E102-2 / E102-2 / E102-3 E102-2 / E102-4 / E102-4 E102-5 E102-5 E102-5 E102-5 E102-5 E102-5 E102-5 E102-5 E102-6 T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h)

179 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 159 Separador trifásico Unidades Nueva ST ST101-2 /ST101-3 ST-104 ST-105 ST-106 Unidades totales Unidades en uso ST101-1 ST101-1 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 ST101-1 /ST101-2 /ST101-3 Área Asignada para el gas (%) 25% 20% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% Separador trifásico Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso Temperatura de operación (ºF) ST101-1 ST101-1 /ST101-2 /ST101-2 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 /ST101-3 /ST

180 160 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Separador trifásico Área Asignada para el gas (%) % 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% Bomba 101 (BBL) P101-3 Unidades /P101-4 / Nueva P P101-2 P101-5 P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P101-1 P101-1 /P101-2 P101-1 /P101-2 /P101-3 /P101-4 /P101-5 P101-1 /P101-2 /P101-3 /P101-4 /P101-5 P101-1 /P101-2 /P101-3 /P101-4 /P101-5 / P101-6 P101-1 /P101-2 /P101-3 /P101-4 /P101-5 / P101-6 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 Caudal (BFPD) Bomba 101 (BBL)

181 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 161 Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 Caudal (BFPD) Bomba 100 (BBL) Unidades Nueva P P100-2 P100-3 /P100-4 P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P100-1 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 / P100-6 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 / P100-6 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 / P100-6 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 / P100-6 P100-1 /P100-2 /P100-3 / P100-4 /P100-5 P100-2 /P100-3 Caudal

182 162 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Bomba 100 (BBL) Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso P100-2 /P100-3 P100-3 /P100-1 P100-3 P100-3 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-2 Caudal (BFPD) Intercambiador-E Unidades Nueva E103-1 E103-2 E103-3 E103-4 E103-5 E103-6 Unidades totales Unidades en uso E103-1 E103-1 / E103-1 / E103-1 / E103-1 / E103-2 / E103-2 / E103-1 / E103-2 / E103-1 E103-2 / E103-1 E103-2 / E103-3 / E103-3 / E103-2 / E103-3 / E103-3 / /E103- E103-3 / /E103-2 E103-3 / E103-4 / E103-4 / E103-3 E103-4 / E /E103-3 E103-4 / E103-4 E103-5 / E103-5 / / E103-5 E103-5 E103-5 E103-6 E103-6 Área transferencia (ft 2 ) 296,

183 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 163 Intercambiador-E Temperatura de salida T de salida (ºF) Cambio en T Caudal de vapor (lb/h) Intercambiador-E Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso E103-3 E103-1 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-4 / E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-6 Área transferencia (ft 2 ) Temperatura de salida T de salida (ºF) Cambio en T Caudal de vapor (lb/h) Gun Barrel GB-101- Unidades Nueva 1 GB101-2 GB-102 GB-103 Unidades totales

184 164 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Gun Barrel GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 /GB101-2 /GB101-2 /GB101-2 GB101-1 GB101-1 Unidades en uso GB101-1 GB101-1 /GB101-2 /GB101-2 /GB101-3 /GB101-3 /GB101-3 /GB101-2 /GB101-2 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Volumen de operación/volumen total (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso Gun Barrel Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Volumen de operación/volumen total (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso

185 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 165 Bomba 102 (BBL) Unidades Nueva P102-1 P102-2 P102-3 /P102-4 P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P102-1 P102-1 /P102-2 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 / P102-4 /P102-5 P102-1 / P102-2 /P102-3 Caudal (BFPD) Bomba 102 (BBL) Unidades Nueva Unidades totales Unidades en uso P102-2 /P102-3 P102-3 /P102-1 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 Caudal (BFPD)

186 166 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla C-12: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 2 para cada periodo de tiempo. Intercambiador-E Unidades Nuevas E101-1 E101-2 E101-3 E101-4 Unidades totales E101-1 / E101-1 / E101-2 / E101-1 / E101-2 / E101-3 / E101-1 / E101-2 / E101-3 / E101-1 / E101-2/ Unidades en uso E101-1 E101-1 E101-1 E101-2 E101-3 E101-4 E101-4 E101-4 E101-1 E101-1 Temperatura de salida Intercambiador-E Unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 Temperatura de salida Intercambiador-E unidades Nuevas E102-1 E102-2 E102-3 E102-4 Unidades totales Unidades en uso E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 / E102-2 E102-1 / E102-2 / E102-3 E102-1 / E102-2 / E102-3 / E102-1 / E102-2 / E102-3 / E102-1 / E102-3 / E102-4 E102-2 / E102-3 / E102-4 / E102-1

187 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 167 Intercambiador-E E102-4 E102-4 E102-5 T de salida (177ºF) Caudal de vapor (lb/h) Intercambiador-E unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 T de salida (177ºF) Caudal de vapor (lb/h) Separador trifásico unidades Nuevas ST Unidades totales Unidades en uso ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 Temperatura de operación (ºF) Área Asignada para el gas (%) 25% 20% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25%

188 168 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Separador trifásico unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 Temperatura de operación (ºF) Área Asignada para el gas (%) 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% Bomba 101 (BBL) unidades Nuevas P P P P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 /P101-2 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 /P101-4 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 Caudal (BFPD)

189 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 169 Bomba 101 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 /P101-2 /P101-3 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 Caudal (BFPD) Bomba 100 (BBL) unidades Nuevas P P P P P P Unidades totales Unidades en uso P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 /P100-2 P100-1 /P100-3 /P100-4 //P100-5 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 /P100-5 P100-1 /P100-2 /P100-3 /P100-4 P100-1 /P100-3 /P100-4 //P100-5 P100-1 Caudal (BFPD)

190 170 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Bomba 100 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 Caudal (BFPD) Intercambiador-E unidades Nuevas E103-1 E103-2 E103-3 E103-4 E103-5 E103-6 Unidades totales Unidades en uso E103-1 E103-1 /E103-2 E103-1 /E103-2/E103-3 E103-1 / E103-2 / E103-3 / E103-4 E103-1 / E103-2 / E103-3 / E103-4 / E103-5 E103-1 / E103-2 / E103-3 / E103-4 / E103-5 / E103-1 / E103-2 / E103-3 / E103-4 / E103-5 / E103-1 / E103-2 / E103-3 / E103-5 E103-2 / E103-3 / E103-4 / E103-5 E103-3 / E103-4 Temperatura de salida T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h) Intercambiador-E unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E103-3 E103-1 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 / E103-2 /

191 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 171 Intercambiador-E E103-2 / E103-4 / E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-5 E103-6 Temperatura de salida T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h) Gun Barrel unidades Nuevas GB GB101-2 GB-102 GB-103 Unidades totales GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 /GB101-2 /GB101-2 /GB101-2 GB101-1 GB101-1 Unidades en uso GB101-1 GB101-1 /GB101-2 /GB101-2 /GB101-3 /GB101-3 /GB101-3 /GB101-2 /GB101-2 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Volumen de operación/volumen total (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso BFPD

192 172 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Gun Barrel unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Vol. de operación (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso Bomba 102 (BBL) unidades Nuevas P102-1 P102-2 P102-3 P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P102-1 P102-1 /P102-2 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 /P102-4 /P102-5 / P102-6 P102-1 /P102-2 /P102-3 / P102-4 /P102-5 P102-1 / P102-2 /P102-3 Caudal BFPD

193 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 173 Bomba 102 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P102-2 /P102-3 P102-3 /P102-1 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 P102-3 Caudal (BFPD)

194 174 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Tabla C-13: Condiciones de operación y rediseño de equipos caso de estudio escenario 3 para cada periodo de tiempo. Intercambiador-E unidades Nuevas E101-1 Unidades totales Unidades en uso E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 Temperatura de salida Intercambiador-E unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 E101-1 Temperatura de salida Intercambiador-E unidades Nuevas E102-1 Unidades totales Unidades en uso E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 T de salida (177ºF) Caudal de vapor (lb/h)

195 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 175 Intercambiador-E unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 E102-1 T de salida (177ºF) Caudal de vapor (lb/h) Separador trifásico unidades Nuevas ST Unidades totales Unidades en uso ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 Temperatura de operación (ºF) Área Asignada para el gas (%) 25% 20% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% Separador trifásico unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1 ST101-1

196 176 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo T operación (ºF) Área Asignada para el gas (%) 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25% Bomba 101 (BBL) unidades Nuevas P P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 Caudal (BFPD) Bomba 101 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 P101-1 Caudal (BFPD) Bomba 100 (BBL) unidades Nuevas P P P P P P Unidades totales Unidades en uso P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 Caudal (BFPD)

197 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 177 Bomba 100 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 P100-1 Caudal (BFPD) Intercambiador-E unidades Nuevas E103-1 E103-2 E103-3 E103-4 E103-5 E103-6 Unidades totales Unidades en uso E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 Temperatura de salida T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h) 1129, Intercambiador-E unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 E103-1 Temperatura de salida T de salida (ºF) Caudal de vapor (lb/h)

198 178 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Gun Barrel unidades Nuevas GB GB101-2 GB-102 GB-103 Unidades totales Unidades en uso GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Volumen de operación (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso Gun Barrel unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 GB101-1 Temperatura de operación (ºF) Volumen de operación/volumen total (%) 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% 75% Volumen de proceso

199 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 179 Bomba 102 (BBL) unidades Nuevas P102-1 P102-2 P102-3 P-106 P-106 Unidades totales Unidades en uso P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 Caudal (BFPD) Bomba 102 (BBL) unidades Nuevas Unidades totales Unidades en uso P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 P102-1 Caudal (BFPD) Tabla C-14: Balance de materia y condiciones de las corrientes de servicio involucradas en el acondicionamiento de la corriente de crudo (USD/ año) Cargo Operadores Auxiliares de Operación Supervisores Ingenieros

200 180 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Supervisores Mantenimiento Técnico Mecánico Técnico Instrumentista Técnico Eléctrico Cargo Operadores Auxiliares de Operación Supervisores Ingenieros Supervisores Mantenimiento Técnico Mecánico Técnico

201 Anexo C. Tablas de datos caso de estudio 181 Instrumentista Técnico Eléctrico Cargo Operadores Auxiliar Operación Supervisor Ingeniero Supervisor Mantenimiento Técnico Mecánico Técnico Instrumentista Técnico Eléctrico *Fuente: [54]

202

203 Anexo D: Generalidades del programa de cálculo desarrollado y secuencia de cálculo para el ingreso de las corrientes de alimento La arquitectura del aplicativo Web desarrollada es un Modelo Vista Controlador: Vista: Presenta el modelo a través de GUI para interactuar con el usuario. Lógica (Controlador): Responde a los eventos generados por la vista, es el puente entre la vista y la persistencia de datos. Persistencia (Modelo): Capa que administra y manipula la información en la base de datos. Figura D-1: Descripción básica de la arquitectura del programa

204 184 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura D-2: usuario Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Registro del Figura D-3: módulo de trabajo. Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Selección del Figura D-4: pseudocompuestos Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de

205 185 Anexo D. Generalidades del programa de cálculo desarrollado y secuencia de cálculo para el ingreso de la corriente de alimento Figura D-5: compuestos Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento-selección de Figura D-6: Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de composiciones del crudo y el gas

206 186 Propuesta metodológica para el diseño y operación de instalaciones de separación y procesamiento de crudo Figura D-7: salmuera Secuencia para el ingreso de la corriente de alimento.- Ingreso de la Figura D-8: secuencia de proceso. Secuencia para el ingreso de la secuencia de proceso.- Selección de la