UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Evaluación técnica-económica para la optimización de las facilidades de producción

en la Estación ZPF del Campo Palo Azul, Bloque 18

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTORES:

Esteban Santiago Rodríguez Morejón

Ricardo Santiago Tapia Vinueza

TUTOR:

Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Agosto, 2019

Quito – Ecuador

ii

DERECHOS DE AUTOR

Nosotros, Esteban Santiago Rodríguez Morejón y Ricardo Santiago Tapia Vinueza, en

calidad de autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación

“Evaluación técnica-económica para la optimización de las facilidades de producción en la

estación ZPF del campo Palo Azul, Bloque 18” modalidad Estudio Técnico, de conformidad

con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS

CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la

Universidad Central del Ecuador una licencia gratuidad, intransferible y no exclusiva para el

uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservamos a nuestro favor

todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la

digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de

conformidad con lo dispuesto en el ART. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Los autores declaran que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma

de expresión y no infringe el derecho de autor a terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad.

___________________________Esteban Santiago Rodríguez

C.C. 1003427679santhy_07@hotmail.com

___________________________Ricardo Santiago Tapia

C.C. 1721791828ricardo_san92@hotmail.com

iii

APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por ESTEBAN SANTIAGO

RODRÍGUEZ MOREJÓN Y RICARDO SANTIAGO TAPIA VINUEZA, para optar por

el Grado de Ingeniero de Petróleos; cuyo título es: “EVALUACIÓN TÉCNICA-

ECONÓMICA PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LAS FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN ZPF DEL CAMPO PALO AZUL, BLOQUE 18”

considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la

presentación pública y evaluación por parte del tribunal examinador que se designe.

En la ciudad de Quito, a los 16 días del mes de agosto del 2019.

________________________________Fernando Andrés Lucero Calvache

DOCENTE-TUTORC.C. 1720160272

iv

DEDICATORIA

A mi padre, que, con firmeza, paciencia y mucho amor supo guiarme en todo este camino.

A mi madre que ha sido mi motor y mi apoyo incondicional para seguir adelante y nunca

darme por vencido. Hoy doy gracias a Dios por tener esos padres que me criaron con amor y

disciplina. Gracias mis queridos viejos, los llevo en mi corazón hoy, mañana y siempre. A mi

hermano Daniel, que siempre ha estado mí lado, por ser un gran amigo, por los momentos

compartidos llenos de felicidad y amor sincero.

A Erika, por todo el amor brindado en todo este tiempo, y por demostrarme que si se hace

con amor todo es posible, equipo ganador. A mi pequeño Benja, por llegar a mi vida a

llenarla de magia y alegría.

A mi ñaño en el cielo, Pato, con tu sonrisa, ocurrencias y un inmenso corazón estarás

conmigo siempre, hay promesas que se guardan para siempre y este logro también es tuyo. A

David, por confiar en mí y ser una persona que, a pesar de las adversidades, nunca te diste

por vencido.

A mis abuelitos, que siempre estuvieron conmigo y confiaron en mí, esto es para ustedes,

sé que también estarían muy orgullosos. A mis tíos, Jorge, Carlos, Patricio, Marco, Edgar

Manuel, por preocuparse por mí y estar siempre al pendiente. A mis primos por regalarme

una infancia inolvidable, son recuerdos tatuados en el corazón, y apoyarme durante todo

este tiempo. A toda mi familia, que siempre estuvieron a mi lado y me motivaron para

alcanzar este sueño.

Este trabajo es para todos ustedes.

Santiago

v

DEDICATORIA

El presente trabajo lo dedico primero a Dios por brindarme salud y vida, para poder cumplir

una meta más.

A mi familia que son mi inspiración y motivación para hacer de mí una mejor persona.

A mi madre Patricia que, con su amor, cariño, apoyo, comprensión, paciencia, ha estado a

mi lado motivándome y dándome fuerzas para continuar creciendo en la vida.

A mi padre Santiago que, con su gran ejemplo de responsabilidad, apoyo, superación, amor,

y los consejos que me ha brindado me han permitido ser una mejor persona

A mis hermanas, Anahí y Belén por estar conmigo apoyándome en todo momento y ser una

parte esencial en mi vida.

Al amor de mi vida Taty, que me ha demostrado ser una persona increíble, humilde, con

muchos valores, que siempre me ha brindado su amor incondicional y me ha apoyado en las

buenas y en las malas.

Ricardo Tapia

vi

AGRADECIMIENTO

A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, ARCH, por brindarnos la oportunidad

de realizar este estudio técnico y a sus colaboradores por prestar las facilidades para la

culminación del mismo

A Benito Maldonado, por toda la ayuda brindada durante la elaboración de este estudio.

A los docentes de la Carrera de Ingeniería de Petróleos de la FIGEMPA, especialmente al Ing.

Fernando Lucero, que con su experiencia y paciencia supieron guiar el desarrollo del presente

trabajo.

A la Gloriosa Universidad Central del Ecuador especialmente a la Facultad de Ingeniería en

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental por los conocimientos impartidos.

A nuestros amigos y compañeros, gracias por su apoyo incondicional.

A todos, que Dios los colme de bendiciones.

Santiago Rodríguez

Ricardo Tapia

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR ............................................................................................................................. II

APROBACIÓN DEL TUTOR.................................................................................................................... III

DEDICATORIA............................................................................................................................................IV

DEDICATORIA............................................................................................................................................. V

AGRADECIMIENTO ..................................................................................................................................VI

ÍNDICE DE CONTENIDOS...................................................................................................................... VII

LISTA DE TABLAS.................................................................................................................................. XII

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................XIV

LISTA DE ECUACIONES .......................................................................................................................XVI

LISTA DE GRÁFICAS ........................................................................................................................... XVII

LISTA DE ANEXOS ..............................................................................................................................XVIII

RESUMEN .................................................................................................................................................XIX

ABSTRACT................................................................................................................................................. XX

CAPÍTULO I................................................................................................................................................... 1

1. GENERALIDADES ............................................................................................................................... 1

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................................................... 1

1.2. OBJETIVOS....................................................................................................................................... 1

1.2.1. Objetivo general. ........................................................................................................................ 1

1.2.2. Objetivos específicos. ................................................................................................................ 1

1.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA....................................................................................................... 2

1.4. ENTORNO DEL ESTUDIO................................................................................................................... 2

1.4.1. Marco Institucional. ................................................................................................................... 2

1.4.2. Marco Ético................................................................................................................................ 3

1.4.3. Marco Legal ............................................................................................................................... 3

CAPÍTULO II ................................................................................................................................................. 5

viii

2. MARCO TEÓRICO .............................................................................................................................. 5

2.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PALO AZUL............................................................................................ 5

2.1.1. Ubicación geográfica ................................................................................................................. 5

2.1.2. Reseña histórica ......................................................................................................................... 6

2.1.3. Marco geológico ........................................................................................................................ 6

2.1.4. Estructura ................................................................................................................................... 6

2.1.5. Estratigrafía................................................................................................................................ 7

2.1.6. Litología..................................................................................................................................... 9

2.1.7. Propiedades petrofísicas de las rocas ....................................................................................... 10

2.2. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 11

2.2.1. Sistema de deshidratación de petróleo ..................................................................................... 12

2.2.1.1 Separadores............................................................................................................................................12

2.2.1.2 Bota de gas.............................................................................................................................................15

2.2.1.3 Tanques..................................................................................................................................................16

2.2.2. Sistema de bombeo y fiscalización .......................................................................................... 18

2.2.2.1 Unidad LACT. .......................................................................................................................................18

2.2.3. Sistema de tratamiento de agua de producción ........................................................................ 20

2.2.4. Sistema contraincendios........................................................................................................... 20

2.2.5. Sistema de inyección de químicos ........................................................................................... 21

2.2.6. Sistema de manejo de gas ........................................................................................................ 22

2.2.7. Sistemas auxiliares................................................................................................................... 23

2.3. PRINCIPALES PROBLEMAS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................................................. 23

2.3.1. Erosión ..................................................................................................................................... 23

2.3.2. Corrosión.................................................................................................................................. 24

2.4. MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................................................. 24

2.4.1. Mantenimiento predictivo ........................................................................................................ 24

2.4.2. Mantenimiento preventivo ....................................................................................................... 25

2.5. OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ............................................................................................... 26

2.5.1. Proceso de producción ............................................................................................................. 26

2.5.2. Optimización del sistema ......................................................................................................... 27

2.5.2.1 Limpieza de tuberías. .............................................................................................................................27

ix

CAPÍTULO III.............................................................................................................................................. 35

3. DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................................. 35

3.1. TIPO DE ESTUDIO ........................................................................................................................... 35

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA .................................................................................................................. 35

3.3. MÉTODOS Y TÉCNICAS DE RECOPILACIÓN DE DATOS ..................................................................... 36

3.4. PROCESAMIENTO Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN ....................................................................... 36

3.5. MODELAMIENTO DE LAS FACILIDADES .......................................................................................... 37

3.6. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 40

3.6.1. Líneas de flujo.......................................................................................................................... 41

3.6.2. Estación de producción ZPF .................................................................................................... 42

3.6.3. Equipos operativos................................................................................................................... 43

3.6.3.1 Separador de agua libre, FWKO V – 1101 A/B.....................................................................................43

3.6.3.2 Depurador de gas, V-1610 .....................................................................................................................45

3.6.3.3 Knock Out Drum de Tea de Alta V-1211 ..............................................................................................47

3.6.3.4 Botas desgasificadoras de Crudo V-1401 A/B.......................................................................................47

3.6.3.5 Tanques T-1401A/B...............................................................................................................................48

3.6.3.6 Unidad LACT. .......................................................................................................................................50

3.6.3.7 Área de trampas .....................................................................................................................................51

3.6.3.8 Centro de generación .............................................................................................................................52

3.7. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESAMIENTO DE FLUIDOS............................................................ 53

3.7.1. Deshidratación de crudo........................................................................................................... 55

3.7.2. Tratamiento de agua de producción ......................................................................................... 56

3.7.3. Almacenamiento de crudo deshidratado y agua de producción ............................................... 57

3.7.4. Depuración de gas.................................................................................................................... 58

3.7.4.1 Gas combustible.....................................................................................................................................58

3.7.4.2 Gas de cobertura. ...................................................................................................................................58

3.7.5. Alivio de presión...................................................................................................................... 59

3.7.5.1 Sistema de alivio de alta presión. ...........................................................................................................59

3.7.5.2 Sistema de alivio de baja presión. ..........................................................................................................59

3.7.6. Recibo de producción............................................................................................................... 60

3.7.7. Inyección de químicos ............................................................................................................. 60

x

CAPÍTULO IV .............................................................................................................................................. 64

4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS.................................................................. 64

4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS............................................................................................................. 64

4.1.1. Líneas de flujo hasta la estación............................................................................................... 64

4.1.2. Estación de producción construida vs estación de producción operativa................................. 66

4.1.3. Equipos operativos................................................................................................................... 70

4.1.3.1 Separador de Agua Libre V -1101 A. ....................................................................................................70

4.1.3.2 Separador de Agua Libre V-1101 B.......................................................................................................71

4.1.3.3 Depurador de gas para generación eléctrica V-1610..............................................................................73

4.1.3.4 Depurador de gas de cobertura V-1602..................................................................................................73

4.1.3.5 KO Drum de tea de alta V-1211. ...........................................................................................................75

4.1.3.6 Bota desgasificadora de crudo V-1401 A...............................................................................................76

4.1.3.7 Bota desgasificadora de crudo V-1401 B...............................................................................................78

4.1.3.8 Tanque de lavado T-1401 A...................................................................................................................79

4.1.3.9 Tanque de almacenamiento de crudo T-1401 B.....................................................................................80

4.1.3.10 Tanque de contingencia T-1402...........................................................................................................82

4.1.3.11 Trampas lanzadoras y receptoras. ........................................................................................................83

4.1.3.12 Línea 12"-P-11001-BA2. .....................................................................................................................83

4.1.3.13 Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1................................................................................85

4.1.3.14 Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1. ...................................................................................................86

4.1.3.15 Línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2. ............................................................................87

4.2. INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ................................................................................................ 89

4.2.1. Diseño y construcción de un acumulador de gas ..................................................................... 92

4.2.1.1 Diseño. ...................................................................................................................................................93

4.2.1.2 Principales características. .....................................................................................................................97

4.2.2. Campaña de limpieza ............................................................................................................... 98

4.2.2.1 Condiciones operacionales...................................................................................................................101

4.2.2.2 Programa de limpieza progresiva. ........................................................................................................102

4.2.2.3 Selección del pig. .................................................................................................................................103

4.2.2.4 Procedimiento de lanzamiento y recepción de pigs..............................................................................104

4.2.2.5 Volumen de sólidos esperados .............................................................................................................108

4.2.3. Líneas directas desde las plataformas de producción hasta la estación ZPF.......................... 108

xi

CAPÍTULO V.............................................................................................................................................. 110

5. ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................................................ 110

5.1. VALOR ACTUAL NETO (VAN)...................................................................................................... 110

5.2. PERIODO DE RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN (PRI) ....................................................................... 111

5.3. INGRESOS .................................................................................................................................... 111

5.4. EGRESOS...................................................................................................................................... 111

5.5. CONSIDERACIONES ...................................................................................................................... 113

5.6. RESULTADOS ............................................................................................................................... 114

5.6.4. Primera propuesta: limpieza mecánica e implementación del acumulador............................ 114

5.6.4.1 Caso Base.............................................................................................................................................114

5.6.4.2 Caso Optimista.....................................................................................................................................114

5.6.4.3 Caso pesimista .....................................................................................................................................114

5.6.5. Segunda propuesta: limpieza mecánica, implementación del acumulador y líneas directas

desde las plataformas de producción hasta la estación ZPF. ..................................................................... 115

5.6.5.1 Caso Base.............................................................................................................................................115

5.6.5.2 Caso Optimista.....................................................................................................................................115

5.6.5.3 Caso pesimista .....................................................................................................................................115

CAPÍTULO VI ............................................................................................................................................ 116

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................... 116

6.1. CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 116

6.2. RECOMENDACIONES .................................................................................................................... 118

ANEXOS...................................................................................................................................................... 119

BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................................... 128

xii

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Litología del Campo Palo Azul..........................................................................10

Tabla 2.2 Propiedades petrofísicas del reservorio Hollín ..................................................11

Tabla 3.1 Datos técnicos de las líneas................................................................................42

Tabla 3.2 Características de diseño y operación de los FWKO’s V-1101 A/B .................45

Tabla 3.3 Condiciones de diseño y operación del depurador de gas..................................46

Tabla 3.4 Condiciones de diseño y operación del KO Drum.............................................47

Tabla 3.5 Condiciones de diseño y operación de bota desgasificadora .............................48

Tabla 3.6 Condiciones de diseño del tanque de lavado y almacenamiento .......................49

Tabla 3.7 Condiciones de diseño del tanque de contingencia............................................50

Tabla 3.8 Condiciones de diseño de trampa recibidora .....................................................52

Tabla 3.9 Condiciones de diseño y construcción de los equipos de la estación ZPF.........53

Tabla 3.10 Químicos usados en la Estación ZPF ...............................................................62

Tabla 3.11 Consumo de químicos ......................................................................................63

Tabla 4.1 Características del equipo de medición..............................................................64

Tabla 4.2 Eficiencia de las líneas enterradas......................................................................65

Tabla 4.3 Equipo de inspección ultrasónica.......................................................................70

Tabla 4.4 Estado actual de las facilidades de producción ..................................................90

Tabla 4.5 Estado actual de las líneas..................................................................................91

Tabla 4.6 Acumulación de sólidos ...................................................................................100

Tabla 4.7 Condiciones operacionales para corrida de pig................................................101

Tabla 4.8 Eficiencia de trabajo de pigs ............................................................................103

Tabla 4.9 Diámetro y tipo de pig para cada línea.............................................................103

Tabla 4.10 Proceso para lanzamiento de pig....................................................................105

Tabla 4.11 Proceso para recepción de pig........................................................................107

xiii

Tabla 4.12 Volumen de sólidos esperados .......................................................................108

Tabla 4.13 Características operacionales de las nuevas líneas.........................................109

Tabla 5.1 Costo de la primera propuesta de optimización ...............................................112

Tabla 5.2 Costo de la segunda propuesta de optimización ..............................................112

Tabla 5.3 Resumen de VAN, PRI y B/C para cada caso de la primera propuesta...........114

Tabla 5.4 Resumen de VAN, PRI y B/C para cada caso de la segunda propuesta ..........115

xiv

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1: Ubicación del campo Palo Azul ........................................................................5

Figura 2.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente....................................................8

Figura 2.3 Esquema de separador horizontal trifásico .......................................................13

Figura 2.4 Esquema de bota de gas....................................................................................15

Figura 2.5 Esquema de un tanque de lavado......................................................................17

Figura 2.6 Esquema de un tanque de almacenamiento ......................................................17

Figura 2.7 Esquema de unidad LACT ...............................................................................19

Figura 2.8 Componentes típicos de una Unidad LACT.....................................................19

Figura 2.9 Proceso de producción......................................................................................26

Figura 2.10 Pigs de poliuretano .........................................................................................30

Figura 2.11 Mecanismo de acción de un “poli-pig” ..........................................................30

Figura 2.12 Pigs de cuerpo metálico ..................................................................................31

Figura 2.13 Pig flexible con discos ....................................................................................31

Figura 2.14: Pig inteligente................................................................................................32

Figura 3.1 Esquema general de la Estación ZPF ...............................................................37

Figura 3.2 Datos requeridos para cada pozo en Pipesim ...................................................38

Figura 3.3 Caracterización del fluido en Pipesim ..............................................................38

Figura 3.4 Perfilaje de líneas..............................................................................................39

Figura 3.5 Ajuste de red a condiciones actuales ................................................................39

Figura 3.6 Resultados del ajuste de red con las condiciones actuales ...............................40

Figura 3.7 Distribución de las plataformas de producción del campo Palo Azul ..............41

Figura 3.8 Esquema de las líneas de flujo de la estación ZPF ...........................................43

Figura 3.9 Ubicación del separador V1101A.....................................................................44

Figura 3.10 Depurador de gas ............................................................................................46

Figura 3.11 Unidad LACT.................................................................................................51

xv

Figura 3.12 Esquema general del procesamiento de fluido ...............................................54

Figura 4.1 Inspección externa líneas PLA N-PLA B.........................................................65

Figura 4.2 Diseño inicial de la Estación ZPF.....................................................................68

Figura 4.3 Equipos operativos de la estación ZPF.............................................................69

Figura 4.4 Inspección externa del separador......................................................................71

Figura 4.5 Inspección externa de separador V-1101B.......................................................72

Figura 4.6 Inspección externa del depurador de gas V-1610.............................................73

Figura 4.7 Inspección externa del depurador de gas V-1602.............................................74

Figura 4.8 Inspección externa del KO Drum .....................................................................75

Figura 4.9 Inspección externa de la bota desgasificadora V-1401A..................................77

Figura 4.10 Inspección externa de la bota desgasificadora V-1401B................................78

Figura 4.11 Inspección externa del tanque T-1401A.........................................................80

Figura 4.12 Inspección externa del tanque T-1401B .........................................................81

Figura 4.13 Inspección externa del tanque de contingencia T-1402..................................82

Figura 4.14 Inspección visual de la línea de entrada a la estación.....................................84

Figura 4.15 Inspección externa de Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1......85

Figura 4.16 Inspección externa de Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1...........................87

Figura 4.17 Inspección externa de la línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2 .88

Figura 4.18 Diseño de la estación ZPF con el acumulador................................................92

Figura 4.19 Esquema del depurador de gas .......................................................................95

Figura 4.20 Dimensiones y volumen del acumulador........................................................97

Figura 4.21 Acumulación de sólidos en línea de reinyección............................................99

Figura 4.22 Trampa lanzadora .........................................................................................104

Figura 4.23 Trampa receptora ..........................................................................................106

Figura 4.24 Esquema de líneas directas de producción ...................................................109

xvi

LISTA DE ECUACIONES

Ecuación 2.1 Caída de presión en la línea de flujo ............................................................27

Ecuación 4.1 Presión de diseño del acumulador ................................................................93

Ecuación 4.2 Temperatura de diseño del acumulador........................................................94

Ecuación 4.3 Volumen del cilindro....................................................................................95

Ecuación 4.4 Volumen de la cabeza del cilindro ...............................................................95

Ecuación 4.5 Volumen total del cilindro............................................................................96

Ecuación 4.6 Factor de seguridad del volumen del cilindro ..............................................96

xvii

LISTA DE GRÁFICAS

Gráfica 4.1 Espesores de las líneas PLA N – PLA B ........................................................66

Gráfica 4.2 Espesores de separador de agua libre V-1101 A.............................................71

Gráfica 4.3 Espesores del separador V-1101B ..................................................................72

Gráfica 4.4 Espesores casquete superior del depurador de gas V-1602 ............................74

Gráfica 4.5 Espesores del cuerpo del depurador de gas V-1602 .......................................75

Gráfica 4.6 Espesores del KO Drum..................................................................................76

Gráfica 4.7 Espesores de la bota desgasificadora V-1401A ..............................................77

Gráfica 4.8 Espesores de la bota desgasificadora V-1401B ..............................................79

Gráfica 4.9 Espesores del tanque T-1401A .......................................................................80

Gráfica 4.10 Espesores del tanque T-1401B......................................................................81

Gráfica 4.11 Espesores del tanque de contingencia T-1402 ..............................................83

Gráfica 4.12 Espesores de la línea de entrada la estación..................................................85

Gráfica 4.13 Espesores de la Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1 ..............86

Gráfica 4.14 Espesores de la Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1 ...................................87

Gráfica 4.15 Espesores de la línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2..............88

xviii

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1: MODULACIÓN EN PIPESIM DE LA PRIMERA PROPUESTA: LIMPIEZA DE LÍNEAS E

IMPLEMENTACIÓN DEL ACUMULADOR .................................................................................................. 119

ANEXO 2: MODULACIÓN EN PIPESIM DE LA SEGUNDA PROPUESTA: CAMBIO A LÍNEAS

DIRECTAS......................................................................................................................................................... 120

ANEXO 3: CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES DE LA MEZCLA ....................................................... 121

ANEXO 4: ANÁLISIS ECONÓMICO........................................................................................................ 122

xix

TEMA: Evaluación técnica-económica para la optimización de las facilidades de producción

en la estación ZPF del campo Palo Azul, Bloque 18

Autores: Esteban Santiago Rodríguez Morejón

Ricardo Santiago Tapia Vinueza

Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

RESUMEN

Las facilidades de producción constituyen una parte importante dentro del proceso de

producción de petróleo, entre estas se encuentran las líneas de transporte y los equipos para el

proceso de tratamiento de crudo hasta que alcance las propiedades óptimas para su

comercialización. El presente estudio analiza las condiciones actuales de los equipos y las

líneas de transporte en el campo Palo Azul, Bloque 18, desde las plataformas de producción

hasta la estación ZPF. Se determina el estado operativo y la necesidad o no, del cambio o

mantenimiento de los mismos. Los problemas principales que se identificaron son: la

acumulación de sólidos en las líneas, la restricción a la entrada del fluido al separador y la

pérdida de producción en las líneas que se conectan en determinados puntos. La eficiencia en

las líneas depende, principalmente, del mantenimiento del diámetro interno, por lo que para

tratar dicho problema se propone una limpieza progresiva de las tuberías, que disminuye las

perdidas e incrementa la producción. Para eliminar la restricción a la entrada del fluido al

separador se propone diseñar y construir un acumulador de gas que permita disminuir la presión

del separador. Finalmente, se propone cambiar las líneas unificadas por nuevas líneas que

vayan desde la plataforma de producción directamente a la estación ZPF.

PALABRAS CLAVE: CAMPO PALO AZUL, LIMPIEZA DE LÍNEAS DE FLUJO,

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, ACUMULADOR DE GAS.

xx

Topic: Technical-economic evaluation for the optimization of production facilities in the ZPF

station of the Palo Azul field, Block 18

Authors: Esteban Santiago Rodríguez Morejón

Ricardo Santiago Tapia Vinueza

Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

ABSTRACT

The production facilities are an important part of the oil production process. Among these are

the pipelines and the crude oil treatment equipment which allows crude oil reach optimum

properties for its comercialization. The lack of maintenance on the pipelines and equipment

may process efficiency and drop oil production.

This technical study analyzes the current conditions of both, the equipment and pipelines

located on the production platforms to the ZPF station. It determines the operational status and

the need or not, for its change or maintenance. The main problems that were identified are:

accumulation of solids in the pipelines, restriction in the separator entry and production drop

in the pipelines that are put together at certain points.

The pipelines efficiency depends mainly on the maintenance of the internal diameter. In order

to deal with this issue, progressive cleaning of the pipelines is proposed. To eliminate the

restriction of the fluid to the separator entry, it is proposed to design and built a gas accumulator

that allows to reduce the pressure of the separator. Finally, it is proposed to change the unified

lines with new lines that go from the production platform to the ZPF station in a direct way.

KEY WORDS: PALO AZUL FIELD, PRODUCTION FACILITIES, PIPELINE

CLEANING, ACCUMULATOR.

xxi

ABREVIATURAS Y SIGLAS

TVD: True vertical depth, profundidad vertical verdadera

LACT: Lease Automatic Custody Transfer. Unidad de medición automática de volumen

BSW: Basic Sediment and Water, contenido de agua y sedimentos

PLA: Plataforma de producción

BPPD: Barriles de petróleo por día

BWPD: Barriles de agua por día

BFPD: Barriles de fluido por día

MSCFD: miles de pies cúbicos estándar por día

WC: Water colum, columna de agua

URV: Unidad recuperadora de vapores

MAWP: Maximun allowable working pressure, máxima presión de trabajo permitida.

HMI: Human Machine Interface, interface humano - máquina

SDV: Shut down valve, válvula de apagado

IGF: Flotación Inducida por gas

PGE: Planta de generación eléctrica

API: American Petroleum Institute – Instituto Americano de Petróleo

VAN: Valor Actual Neto

PRI: Periodo de recuperación de la inversión

B/C: Relación costo beneficio

1

CAPÍTULO I1. Generalidades

1.1. Planteamiento del Problema

Debido al incremento de la producción de agua y sedimentos en los pozos de la estación

ZPF del campo Palo Azul, Bloque 18, uno de los principales problemas que presenta esta

estación es la acumulación de sólidos en las líneas y equipo estático de superficie, lo que resulta

en un aumento de pérdidas de presión reduciendo la eficiencia de los equipos.

En el separador de producción de la estación ZPF existe una restricción del ingreso de fluido,

debido a que se necesita proporcionar constantemente una presión de salida hacia generación

mínima de 35 psi aproximadamente hacia la planta de generación eléctrica para su correcto

funcionamiento.

1.2. Objetivos

1.2.1. Objetivo general.

Realizar una evaluación técnica-económica para la optimización de las facilidades de

producción en la Estación ZPF del campo Palo Azul.

1.2.2. Objetivos específicos.

Simular las condiciones actuales de las líneas de flujo desde las plataformas de

producción hasta la Estación ZPF.

Describir los principales procesos y las facilidades de producción del Campo Palo Azul.

Identificar los problemas de integridad mecánica de los principales equipos y líneas de

flujo del Campo Palo Azul.

Presentar alternativas para optimizar la producción mediante un análisis de

sensibilidades, por simulación, en las líneas de producción.

Realizar un análisis técnico-económico de las alternativas presentadas.

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1.3. Justificación e Importancia

La estación ZPF está diseñada para manejar un volumen de 130.000 BFPD, provenientes

de pozos del campo Palo Azul. La falta de mantenimiento y el aumento en la producción de

agua y sedimentos en el tiempo, han hecho que la eficiencia de la planta disminuya, por lo que

es necesario optimizar las facilidades de producción, para incrementar la producción de

petróleo y disminuir los cortes de operación.

El presente estudio técnico es importante porque comprende la evaluación técnica de la

estación ZPF, para determinar el estado en el que se encuentran los principales equipos y

sistemas que la componen. A partir de dicha evaluación se determinaron los pasos a seguir para

la optimización de la estación, ya sean cambios de líneas y/o equipos, si ha terminado su vida

útil, o reparación y mantenimiento de aquellos que se encuentren en condiciones aptas para

seguir en funcionamiento, permitiendo un aumento en la producción y por ende mayores

ingresos para la empresa operadora.

1.4. Entorno del Estudio

El presente estudio técnico permite obtener el título de Ingeniero de Petróleos y se realizará

en el siguiente contexto:

1.4.1. Marco Institucional.

La Universidad Central del Ecuador es una de las principales instituciones de educación

superior del país, aporta profesionales en distintas áreas capaces de contribuir y mejorar el

desarrollo de la nación. Una de sus principales facultades es la Facultad de Ingeniería en

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, su Carrera de Ingeniería en Petróleos cada año aporta

Ingenieros de Petróleos competentes y líderes, con excelencia para el desarrollo óptimo de

actividades hidrocarburíferas.

3

La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) es un ente de regularización,

control y fiscalización de las actividades técnicas y operacionales, realizadas por empresas

públicas o privadas, en las diferentes fases de la industria hidrocarburífera.

1.4.2. Marco Ético.

Este trabajo de investigación tiene como principal objetivo realizar una evaluación técnica-

económica con el fin de optimizar las facilidades de producción en la Estación ZPF del campo

Palo Azul, Bloque 18, los resultados que se obtengan serán basados en información

proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), que

garantiza la calidad y confiabilidad de los mismos. El desarrollo de este estudio se llevará a

cabo bajo principios y valores éticos que resguarden la confidencialidad de la información

proporcionada por la empresa operadora.

1.4.3. Marco Legal

El presente estudio se realizó respetando la normativa de titulación vigente en el Sistema de

Educación Superior del Ecuador, como sigue:

Constitución Política de la República del Ecuador, Artículo 350.

Ley Orgánica de Educación Superior, Artículo 123.

Reglamento de Régimen Académico, Artículo 121 inciso 3.

Estatuto de la Universidad Central del Ecuador, Artículo 212.

Así como también se cumplen las normativas sectoriales vigentes, como son: Ley de

Hidrocarburos y el Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas. Finalmente, se da

cumplimiento al Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos, el cual define el “Estudio Técnico” como: el trabajo que tiene como objeto la

realización de estudios a equipos, procesos, etc., referido a aspectos de diseño, planificación,

producción, gestión, perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la

4

Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los

resultados. (Pinto, 2017)

5

CAPÍTULO II2. Marco teórico

2.1. Descripción del Campo Palo Azul

2.1.1. Ubicación geográfica

El Campo Palo Azul, Bloque 18, está localizado en la provincia Francisco de Orellana, al

este de la Cuenca Oriente del Ecuador. Se encuentra a 40 km al este del Levantamiento Napo

y comprende un área de 35,6 km2. La Figura 2.1 muestra la ubicación del campo.

El Bloque 18, geográficamente, está limitado al norte por el Bloque 11, al sur por los bloques

1 y 21, al este por los Bloques 44,48 y 47, y al oeste por el Parque Nacional Sumaco.

Figura 2.1: Ubicación del campo Palo AzulFuente: (Leal, Gaibor, Garces, & Benalcazar, 2015)

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2.1.2. Reseña histórica

En diciembre de 1995, se firma el Contrato de Participación para exploración y explotación

del Bloque 18 con Amoco. Cayman pasa a operar este bloque en enero de 1998, descubriendo

en dicho año el pequeño campo Pata y en enero de 1999 el campo unificado Palo Azul donde

se perforó el pozo “PALO AZUL-01”, encontrando a Basal Tena y Hollín como arenas

productoras, dicho pozo alcanzó una profundidad de perforación de 10.423 pies (TVD). (Baby,

Rivadeneira, & Barragan, 2014)

Posteriormente en el año 2000 se perforó el pozo “PALO AZUL-02” para probar la

continuidad del reservorio Hollín y de la estructura fuera de los límites del Bloque 18. Este

Bloque era operado por Petrobras pero actualmente está a cargo de la empresa pública

Petroamazonas EP (Caiza & Mendez, 2014)

2.1.3. Marco geológico

La formación Hollín, principal arena productora del campo Palo Azul, esta subdividida en

dos partes: Hollín Inferior y Hollín Superior. En Hollín Inferior se encuentran sedimentos

depositados por ríos deltaicos, estos sedimentos incluyen cuarzoarenitas de grano medio a

grueso, cuya parte superior presenta influencia marina. El intervalo dominado por la influencia

del mar, Hollín Superior, contiene cuarzoarenitas con arcilla laminada continua y discontinua,

contiene también arenas glauconiticas. (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014)

2.1.4. Estructura

El campo Palo Azul se encuentra ubicado geológicamente al oeste del eje axial de la

subcuenca cretácica Napo y es considerado como un entrampamiento estructural,

representando por un anticlinal asimétrico. (Bautista, 2017)

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2.1.5. Estratigrafía

El campo Palo Azul tiene dos formaciones productoras principales: Napo y Hollín. La

formación Napo, está compuesta en su mayoría por intercalaciones de arenisca, lutita y caliza,

se divide en Napo Superior, Napo Medio, Napo Inferior y Napo Basal. La formación Hollín,

constituye la principal formación productora, se divide en dos horizontes, Superior e Inferior,

y está compuesta por Arenisca en su totalidad. La Figura 2.2 muestra la columna estratigráfica

y ciertas características de la Cuenca Oriente en general, se selecciona la parte correspondiente

al campo Palo Azul.

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Figura 2.2: Columna estratigráfica de la Cuenca OrienteFuente: (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014)

9

2.1.6. Litología

La formación Napo tiene un espesor de 1.150 pies, está constituida por una secuencia de

lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas, esta formación agrupa dos arenas importantes:

Arenisca “U” y Arenisca “T”.

La Arenisca “U” presenta una coloración gris clara y contiene granos finos, cuarzosos y

subredondeados, tiene una matriz caolinítica y cemento calcáreo, pobre porosidad visible e

inclusiones de glauconita, se observa mínima manifestación de hidrocarburos. Las

intercalaciones de lutita presentan un color gris oscuro, negro, moderadamente dura, blocosa,

de textura cerosa y calcárea. Tiene un espesor aproximado de 100 pies. (Baby, Rivadeneira, &

Barragan, 2014)

La Arenisca “T” está compuesta de arenisca con intercalaciones de lutita y caliza, tiene un

espesor aproximado de 120 pies. Entre los minerales arcillosos predomina la caolinita

autigénica y son frecuentes los sobrecrecimientos de cuarzo, estos factores dañan la porosidad

que también es afectada por la presencia de pelotillas “pellets” aplastadas de glauconita. Este

estrato contiene una arenisca con excelentes condiciones petrofísicas, con cuerpos arenosos

limpios y un crudo de 20 API en promedio, tiene intercalaciones de cuerpos arcillosos, que

tienen buena continuidad lateral y separan el reservorio en diferentes zonas, que deben ser

identificadas claramente con el fin de determinar los mejores intervalos para iniciar la

producción. (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014)

En cuanto a la formación Hollín, que constituye el principal reservorio de este campo, está

compuesta por areniscas glauconíticas calcáreas con intercalaciones de lutitas negras, hacia el

techo se presentan areniscas calcáreas pasando a calizas arenosas glauconíticas con bivalos

gruesos. La depositación se produce en un ambiente marino marginal, probablemente muy

10

somero que remata con el depósito de la caliza “C” y lutitas Napo Basal en un ambiente neto

de plataforma (Baby, Rivadeneira, & Barragan, 2014)

La Tabla 2.1 resume la litología de las arenas descritas anteriormente.

Tabla 2.1 Litología del Campo Palo Azul

FORMACIÓN MIEMBROFORMACIONAL

LITOLOGÍA DESCRIPCIÓN

TENA BASAL TENAArcillas rojas, areniscas conconglomerados

NAPO

Arenisca U Superior

Arenisca blanca cuarzosa de granomedio a fino con matriz arcillosaglauconitica con intercalaciones delutita color gris oscuro

Arenisca U inferior

Arenisca de grano medio a finosubangular a subredondeada conintercalaciones de lutita gris oscuray caliza crema

Lutita Napo Media(U)

Lutita gris

Arenisca T superior

Arenisca blanca cuarzosa de granomedio a fino con matriz arcillosaglauconitica con intercalaciones delutita color gris oscuro

Arenisca T inferior

Arenisca cuarzosa, blanca, gris,subtransparente, moderadamenteconsolidada, grano finosubangular, matriz caolinitica conpresencia de intercalaciones delutita de color gris y caliza cremacon glauconita

Lutita Napo Inferior Lutita fisil laminada astillosa gris

HOLLÍN Hollín

Arenisca cuarzosa fina a muy fina,intensamente bioturbadas ycementadas, con abundanteglauconita y bioclastos comocomponentes secundarios.

Fuente: (Angos & Villagómez, 2018)

2.1.7. Propiedades petrofísicas de las rocas

El reservorio Hollín, principal productor del campo Palo Azul, tiene propiedades que varían

a lo largo de la Cuenca Oriente y del mismo campo. Leal, Gaibor, Garces, & Benalcazar (2015)

desarrollaron un modelo petrofísico que fue calibrado con la producción, los datos de registros

11

de pozos, el análisis del tipo de roca y las facies sedimentarias. Dicho estudio, establece las

propiedades petrofísicas promedio para la formación Hollín, como sigue:

Tabla 2.2 Propiedades petrofísicas del reservorio Hollín

Unidad Espesor(ft)

Reservorioneto (ft)

Zona depago (ft)

Porosidad(%)

Sat. deagua (%)

Vol. dearcilla (%)

Permeabilidad

Hollín Superior(marino)

32 10 6 12 37 21 < 100

Hollín Medio(tidal)

37 23 18 15 28 13 100–1000

Hollín Inferior(fluvial)

157 133 43 16 27 10 300–2000

Fuente: (Leal, Gaibor, Garces, & Benalcazar, 2015)

2.2. Facilidades de producción

Las facilidades de producción de un campo petrolero, están constituidas por: las líneas de

flujo y los equipos, que van desde la boca del pozo hasta la estación de producción y dentro de

la misma.

Las líneas de flujo son tuberías conectadas desde el cabezal de los pozos productores hasta

el manifold de producción, que es un conjunto de válvulas y tuberías cuya función principal es

recolectar la producción de los pozos que llegan a la estación y distribuirlos a los diferentes

procesos del sistema. Para Rey (2012) el diseño de las líneas de flujo, depende de:

La caída de presión a lo largo de la línea

Espesores óptimos del tipo de material a usarse, considerando las presiones de

trabajo

Sistemas de limpieza y mantenimiento

Sistemas de protección

Sistemas de anclaje

Dichas consideraciones disminuyen las pérdidas y mejoran la eficiencia de la estación de

producción. En la estación de producción se llevan a cabo varios procesos donde se trata el

crudo para luego ser transferido a los tanques de almacenamiento y transportado a las

12

facilidades de medición y entrega, dichos procesos se llevan a cabo dentro de distintos sistemas

y equipos que se describen brevemente a continuación.

2.2.1. Sistema de deshidratación de petróleo

2.2.1.1 Separadores.

De acuerdo al Oilfield Glossary (2018) los separadores son recipientes que, como su nombre

lo indica, separan los fluidos del pozo en gas, petróleo y agua. El líquido, petróleo – emulsión,

sale del recipiente por el fondo a través de una válvula de control de nivel o de descarga. El gas

sale por la parte superior del recipiente y pasa a través de un extractor de niebla para retirar las

pequeñas gotas de líquido del gas. Los separadores se pueden clasificar según su presión

operativa: baja presión (10 a 180psi), media presión (230 a 700 psi) y alta presión (975 a

1500psi). La segregación gravitacional es la fuerza más importante que ocurre en la separación,

lo que significa que el fluido más pesado se decanta en el fondo y el más liviano se eleva hacia

la superficie. Asimismo, dentro del recipiente, el grado de separación entre el gas y el líquido

dependerá de la presión operativa del separador, el tiempo de residencia de la mezcla de fluido

y el tipo de flujo, el flujo turbulento permite que escapen más burbujas que el flujo laminar.

Separador horizontal

La Figura 2.3 muestra el esquema de un separador horizontal. El fluido entra y se contacta

con un desviador de ingreso, causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta

inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas

al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo

de retención necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de

vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos

intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga

de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel. El controlador de nivel detecta

cambios en el nivel del líquido y controla la válvula de descarga. (Olan, 2018)

13

El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente por medio de la sección

de asentamiento de gravedad sobre el líquido. Mientras el gas fluye por esta sección, gotas

pequeñas de líquido que no fueron separadas por el desviador de ingreso son separadas por la

gravedad y caen a la interfaz de gas - líquidos. Algunas gotas son de un diámetro tan pequeño

que no son fácilmente separadas en la sección de asentamiento de gravedad. Por lo tanto, antes

que el gas salga del recipiente, pasa por una sección de fundición, o un extractor de neblina.

Esta sección emplea aletas, malla de alambre, o placas para fundir y remover las gotas muy

pequeñas. Un controlador abre y cierra la válvula de control de presión en la salida de gas para

mantener la presión deseada en el recipiente. Normalmente, los separadores horizontales se

operan llenados solamente hasta la mitad con líquidos para maximizar el área de interfaz de

gas - líquidos. (Olan, 2018)

Figura 2.3 Esquema de separador horizontal trifásicoFuente: (Olan, 2018)

Factores que afectan la eficiencia de separación

Los factores que afectan el proceso de separación son considerados y afectan también de

manera significativa el diseño de un separador. Dentro de estos están los parámetros de

operación como: presión, temperatura, tasa de gas, tasa de petróleo y tasa de agua; así como

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las propiedades de los fluidos, como: viscosidad, gravedad específica, densidad, gravedad API,

factor de compresibilidad, entre otros. A continuación, se describen brevemente los factores

que influyen en mayor grado en el proceso de separación.

Viscosidad del gas: La viscosidad del gas está directamente relacionada con el número de

Reynolds y, por ende, con el tipo de flujo de los fluidos. A medida que la viscosidad del gas

aumenta, se disminuye la velocidad de asentamiento y, por lo tanto, la capacidad de manejo de

gas del separador (Requena & Rodríguez, 2006).

Temperatura: El incremento de temperatura disminuye la viscosidad del petróleo y disuelve

pequeñas partículas de parafinas y asfaltenos, lo que neutraliza su efecto como posible

emulsificante, es decir, puede representar pérdidas de petróleo. Por ello es necesario mantener

un rango adecuado de temperatura, dependiendo del tipo de crudo que se tenga en el separador.

Densidad del líquido y el gas: La capacidad de manejo de gas de un separador, es

directamente proporcional a la diferencia de densidades del líquido y el gas e inversamente

proporcional a la densidad del gas (Requena & Rodríguez, 2006)

Velocidad del gas: El aumento de la velocidad del gas a través del separador, sobre el valor

establecido de diseño, provoca que las partículas de líquido más grandes no se separen

totalmente, lo que ocasiona que se inunde el extractor de niebla y que haya arrastres repentinos

de cantidades de líquido en el flujo de gas que sale del separador (Requena & Rodríguez, 2006).

Presión de separación: Se considera uno de los factores más importantes, desde el punto de

vista de recuperación de líquidos. Al disminuir la presión de separación, la recuperación de

líquidos aumenta. Sin embargo, es necesario considerar el valor económico de volumen de

líquidos, contra la compresión extra que puede necesitarse para el transporte de gas (Requena

& Rodríguez, 2006). En ocasiones, al disminuir la presión de separación, principalmente en la

separación de gas y condensado, la recuperación de líquidos aumenta. Sin embargo, es

15

necesario considerar el valor económico de volumen de líquidos, contra la compresión extra

que puede necesitarse para transportar el gas. La capacidad de los separadores también es

afectada por la presión de separación; al aumentar la presión, aumenta la capacidad de

separación de gas y viceversa. (PDVSA, 1995)

2.2.1.2 Bota de gas.

Es un separador vertical bifásico, cuyo objetivo principal es separar, de manera

predominante, el gas. Se usa, generalmente, en la última etapa de separación del proceso de

producción. El diseño y construcción de una bota de gas, se basa en la norma ASME sección

VIII subdivisión 1 y 2, que especifica cada uno de los factores de diseño de los elementos que

contiene el recipiente, como: anillos de refuerzo, cilindros del cuerpo, cabezas y bocas. La

Figura 2.4 muestra un esquema de la bota de gas.

Figura 2.4 Esquema de bota de gasFuente: (Romero, 2015)

Este tipo de separador, generalmente, está ubicado después de un separador trifásico y antes

de un tanque de lavado, con el objetivo de separar la fase gaseosa y líquida, siendo esta última

la mezcla de petróleo y una pequeña cantidad de agua, la cual es drenada por la boca inferior

16

del recipiente. A pesar de la poca presencia de agua, la bota de gas es considerada un separador

bifásico. La ubicación del recipiente en el proceso proporciona las condiciones de operación

del fluido que entrara en el recipiente, y según su eficiencia, las condiciones de salida.

(Romero, 2015)

El diseño de una bota de gas está basado en dos procedimientos muy bien marcados e

interrelacionados. El primero es el dimensionamiento hidráulico que consiste en determinar

principalmente la altura total del recipiente, los diámetros en bocas y el diámetro interior. El

segundo es el diseño mecánico basado en la norma ASME 2013, Sección VIII, Div 1; para

determinar: los anillos que conformarán el cuerpo, cabezas, bocas, anillo de refuerzo,

especificaciones de soldadura, sobreespesores por corrosión, aspectos geométricos, etc.

Además, existen elementos externos a la cápsula de separación no menos importantes, los

cuales se diseñan con la misma rigurosidad. (Romero, 2015)

2.2.1.3 Tanques.

Son recipientes metálicos que se utilizan para almacenar, medir o tratar un determinado

fluido, tienen diseños de construcción basados en normas y especificaciones que rigen la

industria petrolera. En el área de producción, existen distintos tipos de tanques, los más

importantes son: tanque de lavado y tanque de almacenamiento.

Tanque de lavado.

De acuerdo al glosario de la industria hidrocarburífera (2001) el tanque de lavado permite

separar el agua del petróleo por diferencia de densidades, opera con una parte de agua y otra

de petróleo. La alimentación de crudo se realiza por la parte inferior, por medio de

distribuidores, la emulsión agua – aceite entra en contacto con el agua del tanque para que se

lleve a cabo la coalescencia del agua, mientras que el petróleo sale por la parte superior del

tanque. En la Figura 2.5 se observa el esquema general de un tanque de lavado.

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Figura 2.5 Esquema de un tanque de lavadoFuente: (Baldallo, 2016)

Tanque de almacenamiento

Es un recipiente de forma cilíndrica, metálico, donde se almacena el fluido en la etapa final

del proceso de separación. Está diseñado para operar a presiones de hasta 130 pulgadas de

columna de agua. Desde este recipiente se despacha la producción hacia el destino final, una

vez que el fluido cumpla con los parámetros adecuados (Carrillo, 2007). En la Figura 2.6 se

observa el esquema de un tanque de almacenamiento.

Figura 2.6 Esquema de un tanque de almacenamientoFuente: (Carrillo, 2007)

18

2.2.2. Sistema de bombeo y fiscalización

Una vez finalizada la etapa de deshidratación de petróleo y los procesos llevados a cabo

dentro de la estación de producción, el petróleo que se encuentra en los tanques de

almacenamiento es bombeado a través de bombas Booster hacia la Unidad LACT, para luego

ser enviado a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia. (Herrera

& Reyes, 2013)

En cuanto al sistema de fiscalización, este utiliza probadores de desplazamiento mecánico

que operan con el principio de desplazamiento positivo de un volumen conocido de líquido en

una sección de tubería calibrada entre dos detectores. Dicho desplazamiento se lleva a cabo por

medio de una esfera que se desliza a través de la tubería del probador. (Jimenez, Cardenas, &

Rodriguez, 2013)

2.2.2.1 Unidad LACT.

La unidad LACT (Lease: Automatic Custody Transfer) es un importante equipo en la

evolución de la automatización de transferencia de hidrocarburos, la cual va mejorando con el

tiempo y es ampliamente aceptada en la Industria del petróleo, ya que está normalizada por la

API (American Petroleum Institute) y su instalación se justifica para reemplazar un trabajo

repetitivo hecho por uno o más medidores, que redunda en un ahorro de tiempo y eliminación

del error humano, aunque cabe notar que la medición automática tampoco es exacta mientas

que esté afectada por el error mecánico, que a diferencia del error humano, puede controlarse

mediante verificación periódica en el mantenimiento y calibración del instrumento. (Jimenez,

Cardenas, & Rodriguez, 2013)

La instalación de la unidad de fiscalización está conectada en la línea de descarga, para

medir el crudo en movimiento procedente de los brazos de medición. Los diseños que cuentan

con una Unidad LACT garantizan la calidad y cantidad de hidrocarburo transferido,

19

disponiendo de una unidad de rechazo para asegurar que la calidad del producto este dentro de

rangos aceptables. (Jimenez, Cardenas, & Rodriguez, 2013)

Las consideraciones típicas para el diseño de una unidad LACT incluyen las características

del producto, como: tasa de flujo, viscosidad, gravedad específica, temperatura, presión de

operación y contenido de agua. Otros diseños consideran también la selección de quipos de

bombeo, monitoreo de agua y sedimentos, control de válvulas, entre otros. La Figura 2.7

muestra el esquema de una unidad LACT, en general. Mientras que la Figura 2.8 muestra los

componentes típicos de una Unidad LACT. Sin embargo, cada unidad es diseñada de acuerdo

a los requerimientos del petróleo producido y de la empresa operadora.

Figura 2.7 Esquema de unidad LACTFuente: (Craig, 2002)

Figura 2.8 Componentes típicos de una Unidad LACTFuente: (FMC Technologies, 2005)

20

2.2.3. Sistema de tratamiento de agua de producción

El principal objetivo de este sistema es tratar el agua de producción, tomando en cuenta las

consideraciones y regulaciones ambientales de la localidad, reusar el agua proveniente de la

producción y de las operaciones de deshidratación del petróleo y gas, entre otros.

Anualmente, la industria de petróleo y gas produce aproximadamente 14 billones de barriles

de agua, cuyas características y cantidad varían enormemente en cada campo. Uno de los

principales procesos del sistema de tratamiento y disposición de agua de formación, es la

reinyección de agua (Arthur, Langhus, & Patel, 2005).

Una vez que se ha procesado el petróleo y el gas, el agua es separada y bombeada dentro

del reservorio, con el fin de mantener la presión del mismo. En ciertos campos maduros, el

contenido de agua o BSW puede alcanzar hasta un 99% del total de producción. Como

resultado, el manejo y tratamiento de agua producida hasta los niveles de calidad requeridos se

convierte en un factor de alto costo dentro de los costos de operación de las estaciones de

producción.

El agua de producción es inyectada dentro de la misma formación productora u otra cercana.

Este procedimiento involucra el transporte del agua desde la estación de producción hasta el

sitio de inyección, que se lleva a cabo a través de líneas de flujo destinadas exclusivamente

para la reinyección del agua de producción.

2.2.4. Sistema contraincendios

El riesgo de incendio está presente durante todas las etapas y operaciones de la industria del

petróleo, durante la exploración y producción, en instalaciones onshore y offshore, durante los

procesos de refinación y transporte, almacenamiento o durante la distribución al consumidor

final. Todos los productos derivados del petróleo, desde el crudo hasta los productos finales,

producen vapores que al entrar en contacto con el aire crean una potencial mezcla inflamable.

21

Un incendio es una reacción química rápida que produce calor y es acompañada por llamas.

Se da especialmente por la reacción exotérmica de material inflamable o combustible. Para que

se inicie un incendio se necesitan tres factores importantes: material combustible, una fuente

de aire u oxígeno y una chispa o llama que inicie el incendio. (Dawoud, 2007)

Tomando en cuenta estas consideraciones es necesario que cada planta, estación,

plataforma, etc., dentro de la industria de petróleos, cuente con un sistema contra incendios

capaz de controlar situaciones de peligro que están presentes constantemente en la actividad

petrolera. Generalmente, un sistema contra incendios consta de: tanques de almacenamiento de

agua, bombas, detectores de incendio y agentes extintores.

2.2.5. Sistema de inyección de químicos

Uno de los principales objetivos de la industria petrolera es encontrar formas rentables a

largo plazo de mantener la producción y mejorar la eficiencia y una de las formas de hacerlo

es mediante la tecnología de inyección química, tanto en las plataformas como en las estaciones

de producción.

Un sistema de inyección química se compone de equipos diseñados para efectuar un proceso

de inyección de químicos al pozo o tubería, que permita inhibir los depósitos de sólidos y la

corrosión, por ende, mejorar la calidad del petróleo y gas transportado. El diseño del equipo

debe considerar algunas variables, según Matherne (2015) las más comunes son: la locación,

el entorno e impacto ambiental, el costo y disponibilidad de energía, así como los tipos y

volumen de aditivos que se consideren necesarios para una operación eficiente a lo largo de la

vida del proyecto.

En el diseño de los equipos del sistema, como bombas, líneas y tanques de almacenamiento,

debe considerarse la capacidad de producción y compatibilidad de los químicos con el material

22

de construcción. Todos los sistemas deben ser adecuadamente diseñados para el “peor de los

casos”, por ejemplo: un corte de agua mayor al esperado. (Willmon & Edwards, 2005)

Entre los componentes básicos que conforman un sistema de inyección de químicos, están

las bombas dosificadoras y los químicos de inyección. Las bombas dosificadoras, dosifican

químicos a presiones altas y bajas a través de mecanismos manuales, eléctricos o neumáticos,

mientras que los paneles de válvulas de control de flujo permiten que se inyecte más de un

químico en múltiples puntos ajustables individualmente. Los productos químicos, al igual que

el diseño del sistema de inyección de químicos, dependen de la aplicación y el uso que se les

dé. Dentro de los más comunes, se incluyen inhibidores de corrosión, demulsificantes,

diluyentes, biocidas, metanol y productos químicos para el tratamiento de agua.

(Manufacturing, 2014)

Cuando el sistema de inyección de químicos se utiliza de manera adecuada, este proporciona

varios beneficios, entre ellos: ayuda a minimizar la corrosión interna de las tuberías, causada

por el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono; puede eliminar depósitos de sal y otros

minerales que pueden acumularse y disminuir la eficiencia de producción y finalmente,

incrementar la producción. (Manufacturing, 2014)

2.2.6. Sistema de manejo de gas

Los pozos producen una mezcla de gases de hidrocarburos, condensados o petróleo; agua

con minerales disueltos que incluyen sales y otros gases; y sólidos como arena del reservorio,

escala, entre otros. El propósito del procesamiento del fluido producido es separar y remover

varios componentes no deseados y preparar el petróleo y gas para su comercialización y

posterior uso.

Dentro de las facilidades, existen varios procesos que van de la mano, uno de ellos es la

separación y tratamiento del petróleo y gas, este último debe tratarse para ser vendido o

23

dispuesto. La disposición del gas, en ocasiones, implica la quema o el tratamiento para ser

vendido o usado como combustible para su uso en generados de turbinas de gas o compresores.

(Earhart, Mathur, & Haire, 1982)

El tratamiento del gas no involucra únicamente la separación del líquido, sino también

incluye procesos adicionales como la compresión, deshidratación, remoción de sulfuro de

hidrógeno y dióxido de carbono y el procesamiento para condensar componentes pesados.

2.2.7. Sistemas auxiliares

Adicional a los procesos típicos que se encuentran en una estación de producción, se dan

otros procesos que se consideran también importantes, entre ellos los sistemas de seguridad y

la proporción de servicios para el personal de la estación. Estos pueden incluir:

Instrumentación de seguridad y sistema de apagado

Detección de incendios y gases

Medios de evacuación

Agua de servicios

Campamentos y oficinas administrativas

Sistemas de control

Otros equipos, que dependen de la ubicación y complejidad de las instalaciones.

2.3. Principales problemas en las facilidades de producción

2.3.1. Erosión

La erosión un proceso físico, en el cual se tiene el desgaste gradual de un sólido por medio

de abrasión, como, por ejemplo, el acarreo de partículas de arena a alta velocidad en el interior

de tuberías, es uno de los principales problemas dentro de producción de petróleo y gas.

24

Los mecanismos potenciales que pueden provocar daños significativos por erosión

son: erosión por partículas, erosión por gotas de líquido, erosión por corrosión, y erosión por

cavitación. El primero es generalmente considerado como la fuente más común de problemas

de erosión en sistemas de producción, especialmente erosión causada por partículas de arena.

(ESSS, 2019)

2.3.2. Corrosión

La corrosión es un proceso espontáneo y complejo, en el cual un material (usualmente

metales) se convierte, por medio de reacciones químicas de óxido reducción, en una forma más

estable. Este tipo de proceso es un problema grave en todos los tipos de industrias, causando

gran perjuicio en equipos, lo que puede llevar a pérdida de eficiencia de los mismos o, en casos

extremos, a accidentes. Existen diversas formas de corrosión, entre las que podemos citar:

corrosión uniforme, corrosión galvánica, corrosión localizada y corrosión-erosión, siendo que

la corrosión localizada es más difícil de detectar y, por lo tanto, causa daños considerables en

la industria petrolera. (ESSS, 2019)

2.4. Mantenimiento de tuberías y facilidades de producción

2.4.1. Mantenimiento predictivo

El mantenimiento predictivo proporciona información de las condiciones físicas de los

equipos de superficie y tuberías por medio de ensayos no destructivos, estos son: inspección

visual de tramos aéreos para localizar daños que pongan en riesgo la integridad de los equipos

de superficie y tuberías y medición ultrasónica de espesores de las líneas de flujo y equipos de

superficie. La medición de espesores se realiza prioritariamente en sectores de bajo perfil

topográfico, y en sectores que no estén enterrados. (PetroPerú, 2011)

25

2.4.2. Mantenimiento preventivo

Las actividades preventivas son la base para conservar la integridad de los Ductos entre

ellas se describen las siguientes:

Control de corrosión

Se tienen implementar medidas para el control de la corrosión interna y externa de la

tubería, de acuerdo a las condiciones del sistema y en el cual se encuentre. En muchos casos el

control de la corrosión requiere de la experiencia del personal encargado del diseño, operación

y mantenimiento de las tuberías, así como aplicar medidas eficientes para mitigar este efecto.

(PetroPerú, 2011)

Mantenimiento del Derecho de Vía

Patrullaje diario del derecho de vía de las líneas de flujo para evidenciar acciones de terceros

que puedan poner en riesgo las mismas. Labores de mantenimiento preventivo en el derecho

de vía son: Reponer soportes metálicos faltantes, rehabilitación de bases de concreto de

soportes debilitados. Mitigar la erosión causados por el paso de aguas pluviales, que han

deteriorado la vía en algunos tramos. (PetroPerú, 2011)

Mantenimiento del Recubrimiento de las líneas de flujo

Evaluación anual del estado del recubrimiento en tramos aéreos y enterrados (cruces de

quebradas y de carreteras). Se efectúa repintado donde es necesario.

Válvulas, accesorios y conexiones

El mantenimiento se realiza con trabajos de inspección a equipos, válvulas, accesorios y

conexiones, así como del tipo e importancia de los daños potenciales que se puedan encontrar.

(PetroPerú, 2011)

Mantenimiento y limpieza de tanques de almacenamiento

26

Es necesario realizar la limpieza periódica de los tanques de almacenamiento para eliminar

los lodos que con el tiempo se depositan y realizar mantenimientos constantes, mediante la

aplicación de sustancias de revestimiento que eviten la corrosión de los mismos. Para el

desarrollo de estas actividades se utiliza material absorbente para caso de derrames y materiales

de revestimiento.

Se genera material absorbente contaminado, lodos de combustible y envases vacíos de

materiales de revestimiento. En el caso de hacer sandblasting de los tanques de hidrocarburos,

intensamente se genera material particulado y ruido. (Ministerio del Ambiente, 2008)

2.5. Optimización de la producción

2.5.1. Proceso de producción

El proceso de producción de un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos

desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la

estación de flujo. En la Figura 2.9 se muestra el sistema completo de cuatro componentes

claramente identificados: yacimiento, completación, pozos y línea de flujo. (Maggiolo, 2002)

Figura 2.9 Proceso de producciónFuente: (Maggiolo, 2002)

27

Este estudio técnico, se enfoca en la optimización del sistema en las líneas de flujo

superficial, es decir, el tramo comprendido desde la salida del fluido en el cabezal del pozo

hasta su llegada al separador en la estación de producción, donde se tiene una caída de presión,

Ecuación 2.1, que será analizada a través de programas que usan ecuaciones de flujo

multifásico horizontal.

∆ = ℎ −Ecuación 2.1 Caída de presión en la línea de flujo

Fuente: (Maggiolo, 2002)

Donde:

Pwh: Presión en la cabeza del pozo

Psep: Presión en el separador

2.5.2. Optimización del sistema

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es

optimizar el sistema, lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en

la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con

diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego,

cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema.

(Maggiolo, 2002)

Se ha determinado que una de las principales restricciones en las líneas de flujo es el

diámetro, que se ve afectado por corrosión y acumulación de sólidos, por lo que para mejorar

las condiciones de la línea de flujo es necesario que se lleven a cabo procesos de limpieza.

2.5.2.1 Limpieza de tuberías.

La acumulación de arena y sólidos en las líneas y equipos de superficie perjudican

significativamente la producción de petróleo y gas. La integración de equipos, los programas

28

de computación, sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los

tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir costos y riesgos en las operaciones y restituye la

producción. (Ali, 2005)

Basándose en el Efecto Venturi, que demuestra que un fluido en movimiento dentro de un

conducto cerrado disminuye su presión cuando aumenta la velocidad al pasar por una zona de

sección menor, se identifican zonas de estrechamiento del diámetro. Es necesario realizar

mantenimiento y limpiezas rutinarias en las líneas de flujo y equipos de superficie, sean estas

químicas o mecánicas, para evitar diminuciones representativas en la producción.

Limpieza mecánica

El proceso de limpieza mecánica de oleoductos se usa para mantener limpia la tubería de

sólidos e incrustaciones. Adicionalmente, sirve como fuente de información acerca del estado

de la misma y en algunas ocasiones, ayuda a decidir sobre la aplicación de algún tratamiento

químico o selección de materiales adecuados. En general, se realiza mediante el uso de

raspadores, que son dispositivos conocidos como “pigs” y se hace sin detener el flujo de

fluidos. Un pig es una herramienta que se envía aguas abajo en una tubería y se mueve por el

diferencial de presión. Los principales usos de esta herramienta son la limpieza interna de

tuberías, inspección de las condiciones de las paredes y registro de la geometría. (Blasetti,

2013)

El buen funcionamiento de una tubería depende del factor de fricción y diámetro interno de

la misma. En algunos casos, cuando se realizan pasadas frecuentes de un pig o raspador, se

puede mantener el diámetro interno de una tubería prácticamente en su estado original. Sin

embargo, dependiendo del tipo de contaminación, el diámetro interno no necesita ser

substancialmente reducido para afectar la eficiencia de flujo de la cañería, sino que el

29

ensuciamiento puede afectar o modificar su factor de fricción o bien influir sobre la calidad del

fluido transportado. (Blasetti, 2013)

La acción de limpieza de los raspadores depende de sus características mecánicas y

constructivas y de la composición y dureza del material depositado en el interior de la cañería.

Estos dispositivos están diseñados para empujar el material y los sólidos sueltos dentro de la

tubería y para desprender los depósitos adheridos sobre las paredes de la misma. Estas dos

funciones se desarrollan mediante el “sellado” que asegura que el pig circule por empuje del

fluido y las fuerzas de fricción remuevan sólidos en las paredes interiores. Los parámetros

constructivos que influyen sobre el grado de sellado y esfuerzos ejercidos por un pig son:

diámetro, materiales de fabricación y dureza de los mismos, tipo de contacto, forma y estilo de

montaje y tamaño y dureza de los cepillos y raspadores usados. (Blasetti, 2013)

Existen varios tipos de raspadores, que se usan dependiendo del presupuesto y las

condiciones de la tubería, entre ellos están: pigs de espuma de poliuretano, pigs con cuerpo

metálico y pigs sólidos con cuerpo de fundición.

La acción de limpieza de un pig de espuma de poliuretano, también llamados “polly-pigs”

es debida a los esfuerzos de fricción ejercidos sobre las paredes de la tubería. Generalmente, el

diámetro del pig es levemente mayor que el diámetro interno de la línea y la presión ejercida

por el fluido en la parte trasera del pig lo comprime en forma longitudinal, aumentando la

fuerza sobre las paredes. (Blasetti, 2013)

30

Figura 2.10 Pigs de poliuretanoFuente: (Ali, 2005)

El sello que se obtiene con la línea es tal, que permite el paso de pequeños volúmenes de

fluido a alta velocidad, aumentando el barrido de los sólidos desprendidos y alejándolos de la

cabeza del pig.

Figura 2.11 Mecanismo de acción de un “poli-pig”Fuente: (Ali, 2005)

Los pigs con cuerpo metálico están provistos con copas o discos que cumplen la función de

sello hidráulico y cepillos de alambre o cuchillas de poliuretano o metal para las funciones de

limpieza y raspado. Una ventaja de estos tipos de pigs es que pueden ser reutilizados cambiando

las copas o discos de sellos y los cepillos y cuchillas. Estos tipos de raspadores suelen tener

agujeros de by-pass en su nariz o cabeza para que el fluido pase a través de los mismo y

mantenga en suspensión los sólidos arrastrados que quedan delante del mismo. (Blasetti, 2013)

31

Figura 2.12 Pigs de cuerpo metálicoFuente: (Ali, 2005)

Las pigs sólidos con cuerpo de fundición se fabrican generalmente en poliuretano, neoprene,

nitrilo, viton y otros elastómeros elásticos. Generalmente, se emplean como pigs de sellado,

aunque algunos diseños con copas, discos y cepillos pueden usarse para la remoción de líquidos

en gasoductos o para el control de depósitos parafinados en tuberías de conducción de

hidrocarburos líquidos. (Blasetti, 2013)

Figura 2.13 Pig flexible con discosFuente: (Ali, 2005)

Pig Inteligente

Cuando el PIG utilizado para limpieza es instrumentado para medir deformaciones, detectar

obstrucciones, corrosiones y otros daños en tuberías enterradas se habla de Pig Inteligente, se

fabrica un eje metálico, con diámetros de 2” a 46”, en el cual se fija la instrumentación y se

32

instalan copas de uretano que son las que hacen contacto con la tubería. Por tratarse de una

herramienta instrumentada y de múltiples usos, las copas de uretano son fijadas con tornillos

para facilitar el cambio por desgaste o rompimiento. (Ductcleaning, 2018)

El sistema Pig inteligente tiene la capacidad de:

Inspeccionar longitudes de tuberías de hasta 45 km en una pasada

Pasar por un número ilimitado de curvas

Viajar en dos direcciones (bidireccional).

Inspeccionar múltiples diámetros en una pasada.

Almacenar datos a bordo o proporcionar todas las mediciones ultrasónicas de

inspección directamente

Guardar los datos ultrasónicos sin procesar para un análisis detallado posterior al

procesamiento.

Inspeccionar varios tipos de materiales (Acero, RVS, HDPE)

Figura 2.14: Pig inteligenteFuente: Smart Pig Technology (s. f.)

Limpiezas químicas y combinadas

En general, una operación de limpieza de líneas requiere conocer las características de los

sólidos a remover y la selección del método más adecuado, ya sea mecánico, químico o una

combinación de ambos. Desde el punto de vista de composición y el grado de adherencia de

33

los depósitos, la limpieza química puede resultar más efectiva que la acción abrasiva de una

limpieza mecánica, o bien casi la única alternativa viable, cuando se requiere evitar un posible

daño por la acción mecánica de un raspador. (Blasetti, 2013)

Entre varios factores, la perdida de eficiencia de una limpieza mecánica con raspadores

puede atribuirse a una incorrecta selección del tipo de pig, el procedimiento operativo

implementado y la naturaleza y localización de los depósitos. A veces los depósitos pueden

empastar los cepillos de un pig o bien alojarse en un pitting y volverse inaccesible para cepillos

y raspadores o la dureza y grado de adherencia de las incrustaciones y depósitos es mayor que

la fuerza que ejerce un pig con sus cepillos. En estos casos, cuando la fuerza, que ejerce un

raspador no es suficiente, la limpieza mecánica se puede combinar con el uso de productos

químicos para lograr un efecto tensoactivo, de dispersión, disolución o desintegración de los

materiales depositados, que puedan luego, ser arrastrados o removidos mecánicamente.

(Blasetti, 2013)

En una limpieza química y mecánica combinadas, los productos químicos ayudan a

remover por “pasada” una mayor cantidad de suciedad que la que se podría eliminar con una

limpieza mecánica exclusivamente, sin considerar que, además, los sólidos desprendidos y sin

dispersar o disolver delante del chanco, pueden estancarlo dentro de la tubería. También se

debe tener en cuenta que, en las operaciones de limpieza química o mecánica, dichos sólidos

involucran el manejo de efluentes. Además, en una limpieza de líneas se puede generar

efluentes con emanaciones de sulfuro de hidrógeno que afectan las condiciones de seguridad.

En estos casos, se puede diseñar tratamientos para disolver las incrustaciones de origen

bacteriano, reaccionar con el gas sulfhídrico y disminuir o evitar dichos efluentes. (Ali, 2005)

Para la selección de pigs y la formulación de soluciones de limpieza, es necesario contar

con datos e información de las tuberías e incrustaciones. Como la composición y cantidad de

34

sólidos depositados, el diseño de las instalaciones y el tiempo que puede tener un sistema fuera

de servicio, difieren en cada caso, no existe un procedimiento único a aplicar. Sin embargo,

Blasetti (2013) menciona que se puede basar en un programa general de limpieza para elaborar

un procedimiento especifico; puede contener las siguientes etapas:

Relevamiento: recopilación de datos de ingeniería básica y de detalle,

inspección del sistema a limpiar.

Recolección, análisis y ensayos de muestras: toma de muestras de los depósitos

en el interior de la tubería para realizar los análisis y ensayos correspondientes.

Procedimientos: selección del método de limpieza; química, mecánica o

combinada, se especifican requerimientos operativos y logísticos y se desarrolla

un procedimiento, tomando en cuenta las particularidades de cada sistema.

Ejecución: se realizan maniobras operativas tales como bloqueo de líneas,

instalaciones de pigs, bombeo de productos químico y fluidos de

desplazamiento, control de emisiones de gases tóxicos, toma de muestras,

recepción de pigs y efluentes.

Evaluación de resultados: se procede al relevamiento de presiones, caudales,

inspecciones visuales, entre otros, para contar con información del estado final

del sistema.

35

CAPÍTULO III

3. Diseño metodológico

3.1. Tipo de estudio

Este estudio técnico se realizará mediante una investigación de tipo descriptiva-analítica,

Se busca medir el estado actual de una variable identificable o de un fenómeno: la presencia

de sólidos en las líneas de producción y en equipos de superficie de separación de fluidos, y la

restricción de presión en los separadores. El análisis se realizará mediante el modelamiento de

las condiciones actuales y las propuestas de optimización, con el uso del Software Pipesim.

La recolección sistemática de información requiere de una selección cuidadosa de variables

y la medición de cada una para poder utilizarlas en cálculos y análisis posteriores.

El análisis se desarrolla en base a los datos obtenidos de los distintos procesos considerados

para este estudio, de la estación de producción ZPF del campo Palo Azul, la información es

proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), como

agencia fiscalizadora de la industria hidrocarburífera del Ecuador.

3.2. Universo y muestra

El Universo de este estudio son todos los equipos de superficie de la estación ZPF, que

incluyen líneas de flujo desde las plataformas de producción hasta la estación, separadores

trifásicos, bota de gas, tanques de almacenamiento y bombas. Se consideran como muestra

aquellos equipos que presenten problemas y disminuyan la eficiencia del proceso. En este

estudio técnico se analizan los procesos que implica el paso de gas desde el separador hasta la

planta de generación eléctrica.

36

3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos

Se realizó una revisión bibliográfica asociada con el diseño de las facilidades de superficie,

y una la recopilación de información del manual de operaciones de la estación ZPF y procesos

que se ejecutan en la estación de producción.

Con información proporcionada por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

(ARCH), se seleccionó las pruebas de laboratorio, pruebas de mediciones en equipos y líneas

de producción y análisis de datos, teniendo como principales herramientas de análisis y

almacenamiento, los programas de Microsoft Office y Pipesim.

3.4. Procesamiento y análisis de la información

La evaluación técnica de la planta se inició mediante una descripción general de las

facilidades de producción y los procesos que se llevan a cabo en la estación ZPF del campo

Palo Azul. Para determinar cuan afectadas están las facilidades de producción externa e

internamente se usó la inspección técnica externa y de espesores, tanto de las líneas que van

desde las plataformas de producción hasta la estación, como de las líneas y equipos dentro de

la misma.

En la Figura 3.1 se observa una vista aérea de la estación ZPF. La estación cuenta con

campamentos, oficinas y bodegas, área de generación, área de procesos, área de bombas, cuarto

de control y laboratorio y el área de tanques de crudo.

37

Figura 3.1 Esquema general de la Estación ZPFFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

3.5. Modelamiento de las facilidades

Para simular las condiciones actuales de la producción y tener datos más cercanos de la

optimización, se usó el Network del Software Pipesim. De esta manera se estableció un punto

de inicio, para el desarrollo de nuevas investigaciones tales como análisis nodal o análisis de

procesos, que están fuera del alcance de este estudio.

Pipesim es un Software que permite realizar un análisis del sistema de producción de un

campo petrolero. Para este estudio se realizó un modelo de la red de producción conformada

por los pozos pertenecientes a las plataformas de producción A, B, C, D y Norte del campo

Palo Azul hasta que el fluido llega a la estación ZPF, con el fin de estudiar los cambios que

sufre la producción después de que las líneas de transporte son sometidas a un plan de limpieza.

La construcción del modelamiento inicia con el ingreso de datos generales de cada pozo,

entre ellos nombre, producción diaria, propiedades del fluido producido, etc. La Figura 3.2

muestra los datos necesarios para un pozo determinado.

38

Figura 3.2 Datos requeridos para cada pozo en PipesimElaborado por: Santiago Rodríguez – Ricardo Tapia

Fuente: Pipesim (2014)

Se requiere caracterizar el fluido producido en cada pozo y el fluido que es transportado por

cada línea, para esto se realizó una base de datos en Excel con las principales propiedades del

fluido como el corte de agua, la relación gas – petróleo y el grado API, para luego determinar

las propiedades de la mezcla, en los casos que lo amerita. Los datos ingresados en Pipesim se

muestran en la Figura 3.3 mientras que la recopilación y cálculos se muestran en el ANEXO

3: Cálculo de las propiedades de la mezcla

Figura 3.3 Caracterización del fluido en PipesimElaborado por: Santiago Rodríguez – Ricardo Tapia

Fuente: Pipesim (2014)

A continuación, con el uso del Software Qgis se genera un archivo “.shp” el mismo que

contiene la ubicación georreferenciada de cada una de las plataformas de producción y de las

39

líneas necesarias para que el fluido llegue a la estación ZPF. Este archivo es cargado al

Software Pipesim y sirve como guía para crear las líneas de producción, usando datos de

longitud, inclinación, diámetro y rugosidad, como se observa en la Figura 3.4

Figura 3.4 Perfilaje de líneasElaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Fuente: Pipesim (2014)

Finalmente, se incluyen los principales equipos como manifold y separadores para realizar el

ajuste de red con las condiciones actuales de producción, como se muestra en la Figura 3.5.

Figura 3.5 Ajuste de red a condiciones actualesElaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Fuente: Pipesim (2014)

40

Después de todo el proceso, antes detallado, se obtienen los datos de producción total, que

incluyen producción de petróleo, producción de agua, producción de gas, relación agua-

petróleo, entre otros. La Figura 3.6 muestra los resultados del ajuste de red, que coinciden con

la producción actual.

Figura 3.6 Resultados del ajuste de red con las condiciones actualesElaborado por: Santiago Rodríguez – Ricardo Tapia

Fuente: Pipesim (2014)

3.6. Facilidades de producción

Las facilidades de producción del campo Palo Azul, dentro de cada plataforma de

producción inician en el manifold, que es un conjunto de tuberías que se utilizan para recolectar

la producción de varios pozos y llevarla a una estación centralizada. En este campo, existen un

total de 33 pozos productores y 5 pozos reinyectores que están ubicados dentro de las cinco

plataformas de producción: plataforma de producción Palo Azul A (PLA A), plataforma de

producción Palo Azul B (PLA B), plataforma de producción Palo Azul C (PLA C), plataforma

de producción Palo Azul D (PLA D) y plataforma de producción Palo Azul Norte (PLA N),

distribuidos a lo largo del campo como se indica en la Figura 3.7. La Estación ZPF recibe la

producción de las diferentes plataformas de producción para su tratamiento y su posterior

despacho.

41

Figura 3.7 Distribución de las plataformas de producción del campo Palo AzulFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

3.6.1. Líneas de flujo

Al ZPF llega el fluido proveniente desde las plataformas de producción transportado a través

de oleoductos cuyos trazos cruzan por corrientes de agua y zonas pobladas. La Tabla 3.1

resume los datos técnicos de las líneas.

42

Tabla 3.1 Datos técnicos de las líneas

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Las líneas de fluido PLA N - PLA B son paralelas y comprenden un tramo de 3,5 km con

un diámetro de 8 pulgadas cada una. Seguidamente se tiene la línea flujo PLA B - PLA A que

comprende un tramo de 3 km con un diámetro de 14 pulgadas. Para terminar con el tramo de

llegada se tiene la línea de fluido PLA A - ZPF que es la línea que más fluido transporta debido

a que recolecta fluido de las plataformas de producción Palo Azul A, B y Norte, la línea

mencionada comprende una longitud de 3,5 km y un diámetro de 16 pulgadas. Se presentan

también dos líneas directas, la línea de flujo PLA C - ZPF es la línea más corta, y comprende

un tramo de 0,9 km de longitud con un diámetro de 10 pulgadas. Finalmente, se presenta la

línea de flujo PLA D-ZPF que tiene una longitud de 3 km. Todas las líneas son enterradas,

excepto las líneas PLA N-PLAB que son aéreas.

3.6.2. Estación de producción ZPF

Uno de los propósitos de una estación de producción es separar el fluido en gas, agua,

petróleo comercial y sedimentos. La estación ZPF está diseñada para manejar crudos

PLA N- PLA B PLA B - PLA A PLA A- ZPF PLA C- ZPF PLA D- ZPF

Diámetro 8 in 14 in 16 in 10 in 10 in

Presión 117 psi - 114psi

82 psi 62 psi 60 psi 72 psi

Producto Crudo, agua ygas

Crudo, agua y gas Crudo, aguay gas

Crudo, aguay gas

Crudo, aguay gas

Material API 5L Gr B API 5L Gr B API 5L Gr B API 5L Gr B API 5L Gr B

Espesor 0,322 in 0,437 in 0,5 in 0,365 in 0,365 in

Cedula 40 40 40 40 40

Tipo de línea Aérea Enterrada Enterrada enterrada Enterrada

Recubrimiento Poliken crucesenterrados

Poliken Poliken Poliken Poliken

Diseño ASME B31.4 ASME B31.4 ASME B31.4 ASME B31.4 ASME B31.4

Tiempo 3,5 - 2,5 años 14 años 14 años 14 años 14 años

Espesor deRetiro

0,110 in 0,110 in 0,110 in 0,110 in 0,110 in

43

provenientes de los pozos del campo Palo Azul, entregando hasta 5.600 BPPD para

exportación, tratar casi 50.000 barriles de agua para reinyección en la formación Hollín y

recuperar un flujo de gas de hasta 5.744,88 MSCFD como combustible para generación

eléctrica. La vida útil programada del ZPF es de 20 años. Teniendo como base de diseño los

picos de producción de crudo y agua en el 2021 se definieron los parámetros para el

funcionamiento de la planta. En la Figura 3.8 se muestra un esquema de las líneas de flujo

descritas.

Figura 3.8 Esquema de las líneas de flujo de la estación ZPFFuente: (ARCH, 2018)

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3. Equipos operativos

3.6.3.1 Separador de agua libre, FWKO V – 1101 A/B

Se utiliza un separador trifásico para retirar el agua, crudo y gas de la corriente de

producción que proviene de Palo Azul y entra al ZPF. El crudo llega con una temperatura de

140 °F y una presión de 50 psig.

44

Cada separador del sistema está diseñado para manejar: 65.000 BLPD (45,000 BWPD y

20,000 BPPD) y 13.6 MMSCFD con un contenido de CO2 de 74% vol. La presión de diseño

es de 100 psig @ 200 °F y presión de prueba hidrostática 150 psig.

Este separador consta de los siguientes componentes internos: Placa deflectora, cubo o

balde (Bucket) para recolección de crudo transferido a la bota de gas V1401A/B, compuerta

regulable (Weir), rompedor de vórtices en la salida de crudo y agua, recubrimiento interno

epoxi fenólico y un espesor de corrosión de 0,125”. En la Figura 3.9 se observa un esquema

de los separadores y su ubicación dentro de la planta.

Figura 3.9 Ubicación del separador V1101AFuente: (ARCH, 2013)

El sistema separa el gas que viene mezclado con crudo y agua, el cual es rico en CO2 y con

bajo poder calorífico (418,02 BTU/SCF) que se utiliza como gas de blanketing (cobertura) para

los tanques de almacenamiento que se encuentran en el ZPF. Igualmente se utiliza como gas

de combustión en los motores de generación eléctrica y el gas sobrante es quemado en el

sistema de tea de alta presión. El equipo opera según diseño bajo condiciones normales de

presión, temperatura, nivel y caudal, regulando el proceso con lazos de control sobre el nivel

45

de crudo, interfase gas/aceite/agua y presión del separador. La Tabla 3.2 resume las

condiciones de diseño de los separadores.

Tabla 3.2 Características de diseño y operación de los FWKO’s V-1101 A/B

Separadores V-1101A/BCaracterística DescripciónDimensión 11”-0” x ID x 46’ – 11” T/TTipo Trifásico Bucket & weir – horizontalEspesor de corrosión 0,125”Material (cuerpo y cabeza) SA – 516 – Gr.70Condiciones de Diseño P @ T – 100 psig @ 200 °FPresión de prueba hidrostática 130 psigRecubrimiento interno EpoxifenólicoAislamiento NOInterno Placa deflectora - Bucket – weir

Rompedor de vórticeCódigo de diseño ASME sección VIII DIV. 1 Edición 2004Tiempo de servicio 11 añosMAWP 100 psiLongitud 563”Diámetro 132”Altura 175”Espesor del Cuerpo 0,5”Espesor de la Cabeza 0,625”Presión de operación 40 psiEspesor de retiro de cabeza 0,33”Espesor de retiro de cuerpo 0,331”Año de construcción 2006Peso total vacío 61030 lb

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3.2 Depurador de gas, V-1610

El depurador de gas de generación V-1610, consta de placa deflectora (inlet diverter) donde

el gas impacta para permitir la liberación de livianos, ascendiendo, para pasar por restricciones

46

(Downcomer, vanes) y atrapar posibles líquidos en la corriente de gas de combustible de salida

hacia la planta de generación eléctrica. La figura muestra la ubicación del depurador dentro de

la planta, mientras que la Tabla 3.3 indica las condiciones de diseño.

Figura 3.10 Depurador de gasFuente: (ARCH, 2013)

Tabla 3.3 Condiciones de diseño y operación del depurador de gas

Depurador de Gas V-1610Característica DescripciónDimensión 5’- 0” ID x 10’ – 0” T/TTipo Vertical CilíndricoEspesor de corrosión 9,5 mmEspesor de cuerpo y cabeza 0,375”Material SA – 516 – Gr.70Condiciones de Diseño P @ T – 100 psig @ 200 °FPresión de prueba hidrostática 100 psigRecubrimiento interno EpoxifenólicoAislamiento NOInterno Placa deflectora

Pieza de Separación y Sistema RanuradoMecánico

Tiempo de servicio 12 añosMAWP 120 psiCapacidad 5 m³Presión de operación 35 psiEspesor de retiro cabeza 0,103”Espesor de retiro cuerpo 0,103”Año de construcción 2006

Fuente: (ARCH, 2018)

47

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3.3 Knock Out Drum de Tea de Alta V-1211

Este separador horizontal bifásico gas-líquido cuenta con dos bombas de desalojo de

condensados una en operación normal y otra de respaldo, recuperan los líquidos del gas que se

dirige hacia la tea de alta presión y los envía a reprocesamiento. La Tabla 3.4 muestra las

condiciones de diseño del KO Drum.

Tabla 3.4 Condiciones de diseño y operación del KO Drum

KO Drum de Tea de Alta V-1211Característica DescripciónTipo de Recipiente: HorizontalCódigo Tag: V-1211Código de Diseño: ASME Sección VIII Div. Edición

2004 ADD 2006Material (Cuerpo - Cabeza): SAE 516 70Tiempo de Servicio: 11 añosPresión de Diseño: 50 psiLongitud: 22,3’Diámetro: 80”Espesor del Cuerpo: 0,375”Espesor de la Cabeza: 0,375”Presión de Operación: 0,14 psiEspesor de Retiro Cabeza: 0,225”Espesor de Retiro Cuerpo: 0,225”Año de Construcción: 2007

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3.4 Botas desgasificadoras de Crudo V-1401 A/B

Las botas desgasificadoras de crudo son dos y se presentan antes de los tanques de lavado y

de almacenamiento de crudo, para eliminar el gas disuelto en el fluido de producción, el mismo

que llega a este equipo por una línea de 8¨ con una presión aproximada de 18 psig. La Tabla

3.5 resume las condiciones de diseño de la bota desgasificadora de crudo V-14101 A/B

48

Tabla 3.5 Condiciones de diseño y operación de bota desgasificadora

Bota desgasificadora de Crudo V-1401A/BCaracterística DescripciónDimensión 8’ – 0” ID x 62’ – 7” T/TTipo VerticalEspesor de corrosión 0,125”Espesor de cuerpo 0,5”Material SA – 516 – Gr.70Condiciones de Diseño P @ T – 50 psig @ 200 °FPresión de prueba hidrostática 65 psigRecubrimiento interno EpoxifenólicoInternos Gorro Chino, Placa DeflectoraCódigo de diseño ASME Sección VIII Div. 1 Edición 2004 ADDTiempo de servicio 11 añosMAWP 59,79 psiLongitud 60”Diámetro 96”Altura 60”Espesor del Cuerpo 0,813”Espesor de la Cabeza 0,668”Presión de operación 15 psiEspesor de retiro de cabeza 0,245”Espesor de retiro de cuerpo 0,245”Año de construcción 2006Tolerancia de corrosión 0,125”

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3.5 Tanques T-1401A/B

Los tanques de 20.000 bbls cada uno reciben la corriente de crudo deshidratado de los

FWKO V-1101A/B. Tienen un sistema de gas de cobertura que es controlado por las válvulas

pilotadas PCV-T1401A/B-1 y PCV-T1402-1, encargadas de regular la presión de gas de

cobertura respectivamente en cada tanque. Estas válvulas están calibradas a 2 pulgadas de

columna de agua y cuentan con un monitor de presión, con indicación en sala de control.

Adicionalmente, se dispone también dos tanques T-1501A/B de 20.000 bbls cada uno, para

ser usados en caso de emergencia como tanques almacenadores de agua de producción,

actualmente estos tanques se encuentran sin uso toda vez que el tanque que se encuentra en

49

funcionamiento cubre las necesidades de la estación. En la Tabla 3.6 y Tabla 3.7 se muestran

las condiciones de diseño del tanque de lavado y almacenamiento y el tanque de contingencia,

respectivamente.

Tabla 3.6 Condiciones de diseño del tanque de lavado y almacenamiento

Tanques de Lavado y Almacenamiento de Crudo T-1401A/BCaracterística DescripciónDimensión 55’ – 0” ID x 48’ – 0” HCapacidad 20000 bbls nominalesTipo Techo Fijo Tipo DomoEspesor de cuerpo 0,579”Espesor de corrosión 0,125”Material ASTM A –36Condiciones de Diseño 16” WC/ 4” WC @ 200 °FRecubrimiento interno EpoxifenólicoAislamiento PP (Hasta 7 ft y acceso)Internos Difusor Tabiques y VertederosTiempo de servicio 12 añosCódigo de diseño API 650Diámetro 55’Altura 48’Esfuerzo máximo permisible 24.900 PaEspesor de retiro 0,23”

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

50

Tabla 3.7 Condiciones de diseño del tanque de contingencia

Tanque de Contingencia T-1402Característica DescripciónDimensión 55’ – 0” ID x 48’ – 0” HCapacidad 20000 bbls nominalesTipo Techo Fijo Tipo DomoEspesor de cuerpo 0,578”Espesor de corrosión 0,125”Material ASTM A–36Condiciones de Diseño 16” WC/-4” WC @ 200 °FRecubrimiento interno EpoxifenólicoAislamiento PP (Hasta 7 ft y acceso)Internos Difusor Tabiques y VertederosTiempo de servicio 12 añosCódigo de diseño API 650Diámetro 55’Altura 48’Esfuerzo máximo permisible 24.900 PaEspesor de retiro 0,264”

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.6.3.6 Unidad LACT.

La unidad LACT (Lease Automatic Custody Transfer) Unidad Automática de Transferencia

en Custodia, es un conjunto de componentes y tuberías montadas sobre un patín, diseñada para

medir de manera precisa, tanto la calidad como la cantidad de un hidrocarburo líquido. Esta

medición, se hace para transferir de manera automática y precisa la cadena de custodia de un

líquido de una parte responsable a otra. Los componentes utilizados para medir la cantidad y

calidad, deben tener la posibilidad de revisarse en línea, para asegurar una operación adecuada

y correcta.

El proceso de fiscalización y bombeo al oleoducto ENO, se inicia en el tanque de

almacenamiento de crudo T-1401 B, de donde las bombas booster P-1401A/B/C dispuestas en

paralelo succionan de estos tanques y entregan a la Unidad LACT para la respectiva medición

51

y fiscalización de crudo dentro de especificaciones (0.5% BSW). Posteriormente las bombas

de despacho P-1402 A/B/C, dispuestas en paralelo succionan y descargan el crudo al oleoducto

ENO de 12”.

Los monitores de BSW se utilizan como indicadores del porcentaje de agua en el crudo.

Cuando el analizador detecta agua por encima del 0.5%, la señal es enviada a un panel de

control, energizando la válvula de tres vías, desviando el fluido que este fuera de

especificaciones de retorno a los tanques T1401A/B. La Figura 4.5 muestra el esquema de la

unidad LACT de la estación.

Figura 3.11 Unidad LACTFuente: (ARCH, 2013)

3.6.3.7 Área de trampas

El ZPF recibe la corriente proveniente de las plataformas de producción Palo Azul A, B, C,

D y Norte por una línea de 16” que cuenta con una trampa de recibo de pigs (raspadores) TR-

1101 de 20” ANSI 300.

Este sistema normalmente se encuentra fuera de servicio con sus válvulas de aislamiento en

posición NC (Normally Closed). Solamente está en funcionamiento durante la operación de

52

recibo de pigs y puede ser monitoreada desde el HMI (Human Machine Interface). La Tabla

3.8 muestra las condiciones de diseño del área de trampas.

Tabla 3.8 Condiciones de diseño de trampa recibidora

Trampa Recibidora para Crudo TR-1101Característica DescripciónDimensiones Barril Mayor 20” ND x 4,47 m T/T

Barril Menor 16” ND x 3,40 m T/TEspesor de corrosión 0,125”Material API 5LX42Condiciones de Diseño 675 psig @ 200 °FPrueba Presión Hidrostática 844 psigCódigo de diseño ASME B31.3Tiempo de servicio 8 añosEspesor Nominal 1,125”Espesor de retiro 0,11”Cédula 140

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

La Tabla 3.9 resume las condiciones de diseño y construcción de los equipos de la estación

ZPF.

3.6.3.8 Centro de generación

El centro de generación cuenta con 5 equipos de generación de 5 MW cada uno, los cuales

se incorporaron en la vida del proyecto acorde a los requerimientos de potencia; celdas de

distribución de potencia en 13.8 kV. Los servicios del centro de generación serán energizados

a través de una salida de la celda en 13.8 kV, la cual alimenta un transformador 13.8kV/480V,

que a su vez brinda energía a un centro de control de motores y distribución en 480V. Este

tablero cuenta además con una alimentación de emergencia proveniente de un grupo

electrógeno diésel, exclusivo para el Centro de Generación.

53

Tabla 3.9 Condiciones de diseño y construcción de los equipos de la estación ZPF

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

3.7. Descripción general del procesamiento de fluidos

El fluido multifásico proveniente de las plataformas A, B, C, D, y Norte viaja por las

diferentes líneas de flujo, llega a sus respectivos recibidores y posteriormente se dirige a un

cabezal común de 16 pulgadas.

CAPACIDADES DE DISEÑO EQUIPOS PRINCIPALES DE PROCESO

SISTEMA CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS EQUIPOS

TAG DESCRIPCION CAPACIDADCONDICION DEDISEÑO (P@T)

DESHIDRATACIÓNDE CRUDO

V-1101A/B/C Separador de agualibre

65000 BPD líquidos13 MMSCFD gas

100 psig @ 200 °F

TRATAMIENTO DEAGUA DE

PRODUCCIÓN

V-1301A/B/C Recipiente dedesnatado

75000 BPD líquidos 15 psig @ 200 °F

V-1302A/B/C Celda de flotación 75000 BPD líquidos 15 psig @ 200 °F

P-1301A/B Bombas detransferencia

2950 gpm c/u @ 42 psig --------

ALMACENAMIENTO T-1401A/B Tanques dealmacenamientode crudo

20000 bbls nominal 16"WC/-4"WC @200 °F

T-1402 Tanque decontingencia

20000 bbls nominal 16"WC/-4"WC @200 °F

T-1501A/B Tanque dealmacenamientode Agua deproducción

20000 bbls nominal 16"WC/-4"WC @200 °F

BOMBEO YFISCALIZACION DE

CRUDO

P-1401A/B/C Bombas boosterde crudo

642 gpm c/u @ 50 psig ANSI 150# RF,ANSI 300# RF

X-1404 Unidad LACT 60000 BPD c/u ANSI 150# RF

P-1402A/B/C Bombas dedespacho decrudo

642 gpm c/u @ 700 psig ANSI 150# RF,ANSI 600# RF,ANSI 900# RF

INYECCION DEAGUA DE

PRODUCCION

P-1501A-E Bombas deinyección de agua

1130 gpm c/u @ 2500 psig ANSI 150# RF,ANSI 1500# RTJ

54

A continuación, el fluido proveniente de los pozos (BSW ≈ 90%) ingresa a los separadores

Free Water Knock Out (FWKO), en donde se produce una separación trifásica, obteniéndose

como resultado de esta separación agua, petróleo con un BSW entre 10 y 15% y gas. Luego,

una determinada cantidad de gas pasa hacia la generación eléctrica, y el remanente hacia la tea

para ser quemado.

El agua en cambio pasa a los tanques de almacenamiento de agua de producción para ser

tratada y posteriormente reinyectada en la formación, a través de un sistema de bombas de

inyección de agua. Mientras que, el petróleo resultante se dirige hacia la bota desgasificadora

donde ingresa por la parte superior y por acción de la gravedad va descendiendo a través de

una serie de bandejas para lograr la separación del gas disuelto remanente, luego pasa a los

tanques de lavado para finalmente llegar al tanque de almacenamiento, donde se concluye el

proceso de deshidratación. Conseguido el propósito, un petróleo de 0,5 % de BSW, el fluido

final es bombeado a través de un sistema de bombas booster de transferencia, y enviado al ENO

para su venta. En la Figura 4.6 se muestra un esquema general del procesamiento del fluido.

Figura 3.12 Esquema general del procesamiento de fluidoFuente: (ARCH, 2013)

55

3.7.1. Deshidratación de crudo

La producción proveniente de las plataformas de producción entra a la estación a través de

un cabezal que lo distribuye hacia la fase de deshidratación y remoción de gas asociado. La

fase de deshidratación está constituida por un sistema de dos separadores trifásicos. La

producción llega a la estación a una temperatura mínima de 140° F y una presión de 50 psi. En

condiciones normales la corriente entra a los separadores V–1101 A/B a través de las válvulas

SDV (Shut Down Valve), donde se produce el proceso de separación.

El gas separado se mantiene a una presión controlada de 35 psi, con la válvula de control de

presión, llegando a los sistemas de depuración de gas, planta de generación y/o cobertura por

la línea 8”, tren “A” y tren “B”. El gas sobrante, se quema en la tea de alta presión por la línea

8”.

El crudo es separado por tiempo de retención y recolectado en la cubeta o balde y transferido

por la línea 8” para tren “A” y “B” a la bota desgasificadora, el crudo desgasificado, es enviado

por vasos comunicantes al tanque de lavado T-1401 A. El separador en la boquilla de salida de

crudo tiene un rompedor de vórtice, el cual minimiza la posibilidad de conificación del fluido

y arrastre de agua en la corriente de aceite.

La calidad del crudo transferida al tratador depende del control de la interfase, mediante la

graduación de la altura de las dos compuertas. Este crudo es medido por la turbina de flujo y

controlado por la válvula de control de nivel. El medidor de turbina tiene un rango mínimo de

4,440 bbls y máximo de 44400 BPD y es 4” ANSI 150. Además, tiene analizador dé % BSW

y tiene instalados cupones de corrosión aguas arriba del punto de medición.

El agua es separada por tiempo de retención y por el ajuste de graduación de la altura de las

ventanas de la compuerta. El agua llega a las plantas de tratamiento por línea 10” tren “A” y

“B”. En la boquilla de salida de agua de 12 pulgadas también se tiene un rompedor de vórtice,

56

el cual minimiza la posibilidad de conificación del fluido y arrastre de crudo en la corriente de

agua.

El agua se cuantifica por el medidor magnético de 8” ANSI 150 y se controla su salida por

una válvula LV-V1101A/B-2. Sobre la línea de salida se encuentran instalados cupones de

corrosión aguas arriba del punto de medición y tubería de en ½” para inyectar químicos:

clarificador de agua, secuestrante de oxígeno e inhibidor de corrosión fase líquida.

Se debe mantener un estricto control de ppm (partes por millón) a un máximo 50 ppm de

aceite en agua, tomando muestras aguas arriba del punto de medición.

3.7.2. Tratamiento de agua de producción

El agua de producción obtenida de la deshidratación de crudo, se fluye bajo presión del

sistema y mediante control de nivel hacia un cabezal de recolección y distribución, el cual

también recibe el agua recuperada en el acumulador de drenaje, agua decantada durante la

operación de lavado de tanques y el agua recuperada en el tanque de fluidos recuperados.

Este cabezal, mediante un control de flujo, distribuye el reparto de agua de producción hacia

el sistema de tratamiento. La planta cuenta con dos etapas de tratamiento cada una con una

capacidad de tratamiento de 75.000 BWPD.

La Unidad de tratamiento está constituida a su vez por dos etapas. Una primera etapa

conformada por un recipiente de desnatado V-1301A en el cual se separa la parte gruesa del

crudo haciendo fluir agua desde el fondo del recipiente a través de una sección de coalescencia

permitiendo que el crudo quede en la parte superior, mientras el agua fluye hacia abajo a través

de una sección anular del equipo para luego fluir, mediante control de nivel, hacia un recipiente

de flotación inducida por gas (IGF). La segunda etapa formada por la celda de flotación V-

1302A opera recirculando parte del agua clarificada mediante bombeo (P-1301A/B) a través

de un dispositivo Venturi tipo Eductor el cual succiona gas del sistema de cobertura al que se

57

encuentra sometido el equipo para producir, a través de un mecanismo de dispersión, la

formación de pequeñas burbujas que ascenderán haciendo flotar las pequeñas gotas de crudo

disperso en el agua.

En ambos recipientes el crudo es recuperado por la parte superior, fluyendo por rebose hacia

un compartimiento lateral, del cual es desalojado por baches mediante válvula de control de

nivel, hacia el Sistema de Crudo Recuperado (tanque de crudo recuperado V-1303).

La planta de tratamiento de agua de producción está diseñada para procesar agua con un

contenido máximo a la entrada de 2.000 ppm, entregando agua tratada con un contenido

máximo de 50 ppm de crudo.

3.7.3. Almacenamiento de crudo deshidratado y agua de producción

La corriente de crudo proveniente del Sistema de Deshidratación, fluye bajo presión del

mismo mediante la válvula de control de nivel hacia al respectivo tanque de almacenamiento

de crudo T-1401 B de 20.000 bbls nominales. Estos tanques operan bajo una presión de 2” a

3” de columna de agua, sostenida por una corriente de gas de cobertura. El tanque de

almacenamiento de crudo cuenta con conexión de gas recuperado hacia el cabezal de

recolección de gas de baja presión.

El agua tratada es enviada mediante las bombas de transferencia P-1301 A/B hacia el tanque

de almacenamiento de Agua de Producción T-1402 de 20.000 bbls para posteriormente ser

reinyectada a la formación.

Previo a la entrada del Tanque, la corriente de agua proveniente de la planta de tratamiento

de agua de producción se mezcla con la corriente ya tratada proveniente de la planta de

tratamiento de aguas negras y grises.

58

3.7.4. Depuración de gas

3.7.4.1 Gas combustible.

El gas separado en los Separadores de Agua Libre FWKO’s V-1101A/B por diseño tiene

un potencial disponible de 13.6 MMSCFD, con un contenido de 74% en volumen por cada

separador y se mantiene a una presión controlada de 40 psig. Este gas llega al sistema de

depuración V-1610 y es recolectado en el cabezal 10” dividiéndose en dos corrientes.

La primera corriente de mayor volumen, entra al depurador de gas a generación V1610 a 35

psig, produciendo una liberación instantánea de livianos por cambio de diámetro. El objetivo

del depurador de gas V-1610, es retirar líquidos arrastrados desde los FWKO’s y las

condensaciones producidas en la línea.

Estos líquidos caen al fondo de la vasija y son desalojados a través de una línea de 2” con

un control de nivel ON/OFF, que envía su señal al controlador, energizando la válvula

solenoide que actúa sobre la válvula de 2” FC (Fail Close). Enviando estos líquidos por línea

de 2” al drenaje cerrado.

El suministro de gas combustible al sistema de generación, viaja directamente del depurador

V-1610 por una línea de 8 pulgadas con recubrimiento térmico hacia la planta de generación

eléctrica y llega a la misma con una presión mínima, necesaria para su funcionamiento de 35

psi, con un flujo por diseño de 1.260 MSCFD.

3.7.4.2 Gas de cobertura.

Desde el cabezal de recolección de gas de los FWKO’s se toma el gas de suministro para

el sistema de Gas de cobertura, el cual fluye a través de la válvula PCV-V1602-1 (aguas abajo)

controlando una presión de 15 psig, posteriormente pasa a través del Depurador de Gas de

cobertura V-1602, donde los líquidos son recuperados y desalojados por control de nivel siendo

enviados al cabezal de recolección de drenaje cerrado. El gas separado en el V-1602, es

59

utilizado como gas de cobertura para los tanques de almacenamiento de crudo, agua,

contingencia y para los recipientes de desnatado y celda de flotación que conforman la planta

de tratamiento de agua de producción

3.7.5. Alivio de presión

La estación de producción ZPF dispone de dos sistemas de alivio de presión separados, el

sistema de alivio de alta presión y el sistema de alivio de baja presión.

3.7.5.1 Sistema de alivio de alta presión.

Este sistema recibe los gases provenientes de los dispositivos de alivio de presión y control

de presión de los equipos del área de proceso donde existe manejo de gas hidrocarburo y las

presiones de operación son mayores a 15 psig. Consta de un cabezal de recolección 16”, que

corre a lo largo de la planta y recibe corrientes de equipos como, separadores de agua libre. V-

1101A/B, recipientes de desnatado y celdas de flotación V-1301A, V-1302A (Planta de

tratamiento de agua de producción), depuradores de gas (para Generación y Cobertura). V-

1610 y V-1602, bota de gas de tanque de fluidos recuperados V-1607.

Normalmente, este cabezal manejará un flujo de gas que corresponde al exceso de gas

separado en los FWKO´s y que no sea requerido por la planta de generación eléctrica. Dicho

cabezal, es recibido por el KOD V-1211, el cual cuenta con dos bombas de desalojo de

condensados P-1211A/B, una en operación normal y otra de respaldo que recuperan los

líquidos y los envía a reprocesamiento. El gas continúa hacia la Tea de Alta Presión F-1202.

3.7.5.2 Sistema de alivio de baja presión.

El cabezal de 16 pulgadas de diámetro, que recorre a lo largo de la planta, recibe los vapores

provenientes de las botas de gas V-1401A/B, tanque de almacenamiento de agua de producción

T-1402, tanque de lavado T-1401 A y tanque de almacenamiento de crudo T-1401 B.

60

El cabezal es recibido en el KOD V-1210, y con las bombas de desalojo de condensados P-

1210A/B una en operación normal y otra de respaldo, recuperan los líquidos y los envía a

reprocesamiento. El gas continúa hacia un tambor de sello V1212 para garantizar en el cabezal

de 16 pulgadas una presión máxima de 3 pulgadas de WC (Water Colum). La Tea de Baja

Presión F-1201, está provista de ventilador K-1202. Existe un sistema de alineación de tal

forma que la Tea de Baja Presión puede conectarse al cabezal de alivio de Alta Presión, en caso

que la Tea de Alta Presión se encuentre fuera de servicio por mantenimiento.

3.7.6. Recibo de producción

El sistema de limpieza de la tubería de recibo de producción está compuesto por una trampa

de envío de pigs ubicada en cada uno de las plataformas y una trampa de recibo de pigs TR-

1101 ubicada en la estación de producción ZPF.

En la trampa de recibo de producción, la válvula de by-pass 16” BA-06 se encuentra ubicada

a 100 m de la trampa y es de operación manual. Alineando la trampa TR-1101 el flujo se desvía

hacia un sistema de manejo de fluidos recuperados en el cual la bota desgasificadora V-1607

lo recibe, separa el gas y lo envía al sistema de alivio de alta presión; el crudo es enviado al

tanque acumulador de slops T-1607. De este tanque, succionan las bombas P-1615A/B y

envían el crudo a reprocesamiento.

3.7.7. Inyección de químicos

Durante el proceso de producción, los fluidos producidos que llegan a la superficie vienen

acompañados de agua salada y sedimentos, que pueden causar problemas de taponamiento en

tuberías, daños al equipo de producción y equipo de superficie por problemas de corrosión.

El petróleo crudo viene emulsionado con agua de formación y es necesario inyectar

químicos en las líneas de recolección antes de que el crudo llegue a los sistemas de separación

y a los tanques de almacenamiento.

61

Los tipos de químicos que van a ser utilizados en la estación ZPF son: biocida, inhibidor de

incrustaciones, inhibidor de corrosión de fase líquida, inhibidor de corrosión de fase gas,

desemulsificante, dispersante de parafina, clarificador de agua, secuestrante de oxígeno,

antiespumante. Estos químicos serán utilizados en el proceso y se encuentran dispuestos en

paquetes de inyección de químicos, ubicados estratégicamente en el área de proceso, con el

objeto de ser inyectados en las corrientes donde sean requeridos. Dichos paquetes se

encuentran provistos de tanques de almacenamiento de químicos dedicados para cada tipo y de

bombas de inyección de químicos multicabezales (desde dos a cuatro cabezales). Los tanques

de almacenamiento de químico tienen un visor de nivel de vidrio, para que el operador verifique

el nivel de contenido de cada tanque. En la parte superior del tanque tiene un Manhole de 18

pulgadas, venteo atmosférico tipo cuello de ganso de 1 pulgada y la línea de salida hacia la

succión de las bombas es de 1 pulgada. En la Tabla 3.10 se resumen los químicos que se usan

en la estación ZPF y en la Tabla 3.11 su consumo.

62

Tabla 3.10 Químicos usados en la Estación ZPF

QUIMICOS UTILIZADOS EN LA ESTACIÓN ZPF

Tipo de químico Punto de inyecciónTipo deoperación(Bomba)

Presión deinyección Efecto

Biocida

Cabezal de entrada aplanta

Intermitente 130 Combatir acción bacteriana

Salida de bombas derecobro de slops P-1615A/B

Continua 100 Combatir acción bacteriana

Cabezal de entrada tanquede agua T-1501ª

Continua 75 Combatir acción bacteriana

Salida de bombas dereprocesamiento P-1403A/B

Intermitente 100 Combatir acción bacteriana

Inhibidor decorrosión fase líquida

Salida de agua FWKOTren "B"

Continua 110Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Salida de agua FWKOTren "A"

Continua 110Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Cabezal de entrada aplanta

Continua 130Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Inhibidor deincrustaciones

Cabezal de entrada aplanta

Continua 130Evitar formación deincrustaciones debido a loscarbonatos

Demulsificante

Salida de bombas dereprocesamiento P-1403A/B

Intermitente 110 Romper la interfase agua/aceite

Salida de bombas derecobro de slops P-1615A/B

Intermitente 100 Romper la interfase agua/aceite

Cabezal de entrada deplanta

Continua 130 Romper la interfase agua/aceite

Inhibidor decorrosión fase gas

Salida de vapores detanque de contingencia T-1402

Continua 55Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Salida de vapores de botade gas V-1401-B

Continua 55Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Salida de vapores de botade gas V-1401-A

Continua 55Crear película en interior detubería para evitar agresividada la corrosión

Dispersante deparafina

Cabezal de entrada deplanta

Continua 130Romper la interfase delhidrocarburo a diferentesdensidades

Clarificador de aguaCabezal de entrada deplanta

Continua 130Separar las ppm de aceite/aguaen niveles de bajaconcentración

Secuestrante deoxígeno

Salida de separadores deagua libre

Intermitente 55Controlo la cantidad deoxígeno para evitar generaciónde corrosión

AntiespumanteCabezal de entrada deplanta

Intermitente 75Disminuye la tensióninterfacial de manera que elgas disuelto sea eliminado

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

63

Tabla 3.11 Consumo de químicos

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Adicionalmente, todas las plantas de tratamiento de aguas (aguas negras, aguas grises, agua

potable, agua de servicios) disponen de un programa de inyección de químicos acorde con sus

requerimientos.

Químico Consumo(Gal/D)

Demulsificante-LC-RD-1138 17,0

Demulsificante de Acción rápida 0,0

Antiespumante-GTM-DFM-4700 7,0

Biocida GTA-LC-BIO-2003 0,0

Antiescala-LC-IIW-5593-1 203,9

Biocida HTPS-LC-BIO-2018 5,0

Anticorrosivo fase agua-LC-ICW-5001

114,0

Clarificador-LC-CL-7011 0,0

Secuestrante de O2-GTM-SCV-4710 5,0

Hipoclorito-GTM-BIO-720 1,0

Total 352,9

64

CAPÍTULO IV

4. Análisis e interpretación de resultados

4.1. Análisis de resultados

4.1.1. Líneas de flujo hasta la estación.

Para este estudio no se cuenta con inspecciones visuales externas y ultrasónicas de medición

de espesores en las líneas PLA B-PLA A, PLA A-ZPF, PLA C-ZPF y PLA D-ZPF, debido a

que son enterradas, por esta razón para estas líneas solo se consideran inspecciones de juntas

de aislamiento dieléctrico para el sistema de protección catódica realizadas por parte de la

empresa operadora el día 19 de julio del 2019, para dicha inspección se usa el equipo cuyas

características se resumen en la Tabla 4.1

Tabla 4.1 Características del equipo de medición

Descripción ModeloMarca Tinker & RasorModelo RF-ITSerie 5355

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

La eficiencia de las juntas de aislamiento se mide en porcentaje y varía entre 0% y 100%.

Las juntas que presentan valores diferentes al 100% permiten una fuga de corriente del sistema

de protección catódica. La línea PLA C- ZPF presenta 0% de eficiencia, es decir, tiene 100%

de fuga de corriente, por lo que es necesario realizar un cambio de la junta. En las líneas con

eficiencias menores al 100% se debe realizar un mantenimiento correctivo. La Tabla 4.2

resume el tipo de junta, tipo de línea y la eficiencia de cada una.

65

Tabla 4.2 Eficiencia de las líneas enterradas

LÍNEAS ENTERRADAS EFICIENCIALínea TAG Diámetro Tipo de línea Tipo de junta Junta

salidaJunta

llegadaPLA B-PLA A 14"-PF-90010-C 14 in Fluido trifásico Dieléctrica 100% 100%

PLA A-ZPF 16"-PF-90010-C 16 in Fluido trifásico Monolítica 80% 100%PLA C- ZPF 10"-PF-90020-C 10 in Fluido trifásico Monolítica 0% 100%PLA D-ZPF 10"-PF-90030-C 10 in Fluido trifásico Monolítica 20% 10%

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Las líneas PLA N-PLA B son aéreas y cuentan tanto con la inspección visual como con la

inspección ultrasónica para medición de espesores. La última inspección se realizó el 22 de

enero del 2018 por parte de la empresa operadora, se evidencia que no presentan defectos

externos como abolladuras, ralladuras o corrosión externa, por lo que no es necesario dar

mantenimiento inmediato a las líneas, como se observa en la Figura 4.1.

Figura 4.1 Inspección externa líneas PLA N-PLA BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

Para la medición de espesores que se observa en la

Gráfica 4.1, se tomaron mediciones en 280 puntos (62 nodos), distribuidos a lo largo de

cada tubería, donde se determina que los espesores mínimos promedios en las inspecciones

realizadas, son cercanos al espesor nominal que es de 0,322 pulgadas, lo que indica que no

66

existe perdida de espesor significativa, por lo cual se tiene para estas líneas una vida remanente

mayor a 10 años.

Gráfica 4.1 Espesores de las líneas PLA N – PLA BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.2. Estación de producción construida vs estación de producción operativa

La capacidad de los equipos de proceso requeridos en la estación ZPF fue definida en base

a las siguientes premisas y acorde con los pronósticos de producción estimados.

Se consideró una capacidad máxima de producción de crudo de 40.000 BPPD, actualmente

se está procesando 57.821 BFPD con un BSW de 88,8%, lo que equivale a 6.336 BPPD con

un API de 24,9; es decir la estación procesa aproximadamente 85% menos fluido que a la

capacidad máxima de diseño, lo que implica que varios de los equipos instalados inicialmente

no estén operativos o se usen para fines distintos a los diseñados.

La capacidad máxima de procesamiento de agua instalada, sería aproximadamente 150.000

BWPD. Sin embargo, los pronósticos de producción indican una producción incremental de

3.500 BWPD al inicio de la vida del proyecto hasta 91.700 BWPD para el año 2021.

Actualmente se produce 51.356,05 BWPD, es decir se ocupa el 35% de la capacidad máxima

67

de procesamiento de agua y para el 2021 se ocuparía el 60% de la capacidad total, lo que indica

que hubo un sobredimensionamiento en el diseño inicial del procesamiento de agua.

La relación gas/crudo esperada es aproximadamente 300 scf/bbl, calculado para el crudo a

una temperatura de 100 ºF y la presión de separación de 60 psig. El máximo flujo de gas

considerado es de 13.6 MMSCFD con un contenido de CO2 de 74 % vol. La producción de

gas actualmente es de 5,7 MMSCFD.

Debido a que la producción de petróleo ha disminuido considerablemente, y la producción

de agua y gas ha aumentado en los últimos años, se debieron realizar algunos ajustes en los

equipos de la estación ZPF. Inicialmente se debieron retirar los separadores electrostáticos, el

tanque que inicialmente se denominaba tanque de almacenamiento T-1401 A paso a ser tanque

lavado de crudo presentando un colchón de agua de 10.5 ft y 41 ft de petróleo crudo. Así mismo

el tanque de contingencia T-1402 paso a ser tanque de almacenamiento de agua de producción.

Inicialmente se instaló también una Unidad Recuperadora de Vapores (URV) que no se

encuentra operativa debido a la producción relativamente baja, comparada con la producción

esperada en el diseño, que se tiene en la planta. La Figura 4.2 muestra el diseño original de la

estación de producción, mientras que la Figura 4.3 muestra las condiciones actuales de la

planta.

68

Figura 4.2 Diseño inicial de la Estación ZPFFuente: (ARCH, 2013)

69

Figura 4.3 Equipos operativos de la estación ZPFFuente: (ARCH, 2013)

70

4.1.3. Equipos operativos

Para determinar el estado de los equipos de superficie, estos se inspeccionan de manera

periódica mediante distintos procesos. En el caso de la estación ZPF del campo Palo Azul, se

realizan inspecciones trimestrales, semestrales y anuales. En las inspecciones trimestrales y

semestrales se realiza un registro visual de los equipos, mientras que la inspección anual

comprende un registro ultrasónico y visual de cada uno, la inspección ultrasónica se realiza

mediante el uso del equipo que se describe en la Tabla 4.3. A continuación, se evalúa el estado

actual de los principales equipos de la estación.

Tabla 4.3 Equipo de inspección ultrasónica

Fuente: (ARCH, 2018)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

4.1.3.1 Separador de Agua Libre V -1101 A.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 14 de marzo del 2018 al Separador de agua

libre V – 1101 A, se tiene que el equipo presenta en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, en ciertos puntos, presenta

desprendimiento, deterioro y decoloración de pintura. Por lo que es necesario realizar

mantenimiento a dichas áreas para corregir el problema. Sin embargo, no se detectan defectos

externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en el cuerpo el separador, como se

observa en la Figura 4.4

Equipo: UltrasonidoMarca: GEModelo: DMS GOBloque calibración: 5 PasosPalpador: KBA - 560Método: SCAN A

71

Figura 4.4 Inspección externa del separadorFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.2, se detecta pérdida

considerable de espesor con respecto a su valor nominal en dos puntos ubicados en la parte

inferior del cuerpo del separador. Los dos puntos detectados (0.387in - 0.407in) se encuentran

cerca del espesor de retiro de 0.331in, determinado bajo ASME VIII Div. I., lo que indica que

tienen un tiempo de vida remanente de 5 y 9 años respectivamente.

Gráfica 4.2 Espesores de separador de agua libre V-1101 A

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.2 Separador de Agua Libre V-1101 B.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 15 de marzo del 2018 al Separador de agua

libre V-1101 B, se tiene que el equipo presenta, en general, buenas condiciones.

72

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, en ciertos puntos, presenta

desprendimiento, deterioro y decoloración de pintura, como se observa en la Figura 4.5. Por

lo que es necesario realizar mantenimiento a dichas áreas para corregir el problema. Sin

embargo, no se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en

el cuerpo el separador.

Figura 4.5 Inspección externa de separador V-1101BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.3, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a 10 años.

Gráfica 4.3 Espesores del separador V-1101BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

73

4.1.3.3 Depurador de gas para generación eléctrica V-1610.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 5 de octubre el 2018 al depurador de gas para

generación V-1610, se tiene que el equipo presenta, en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado, como

se observa en la Figura 4.6. Así también, no se detectan defectos externos como corrosión,

distorsión, rayones, entre otros, en el cuerpo del depurador de gas. Por lo que no es necesario

realizar mantenimiento externo al equipo.

Figura 4.6 Inspección externa del depurador de gas V-1610Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

La medición de espesores, no se pudo realizar a este equipo debido a que el soporte cubre

el casquete inferior, además de aquello el equipo está cubierto por un recubrimiento aislante

térmico, por lo cual no se puede realizar la inspección completa del equipo.

4.1.3.4 Depurador de gas de cobertura V-1602.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 4 de octubre del 2018 al depurador de gas

para generación V-1610, se tiene que el equipo presenta, buenas condicione en general, como

se observa en la Figura 4.7

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en

74

el cuerpo del depurador de gas. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento externo al

equipo.

Figura 4.7 Inspección externa del depurador de gas V-1602Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.4 y Gráfica 4.5, No se detectan

pérdidas considerables de espesor con respecto a su valor nominal y casquete de equipo, lo que

indica que tiene un tiempo de vida remanente mayor a diez años. Cabe recalcar que el soporte

del depurador cubre el casquete inferior por lo cual no se puede realizar la inspección completa

del equipo.

Gráfica 4.4 Espesores casquete superior del depurador de gas V-1602Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

75

Gráfica 4.5 Espesores del cuerpo del depurador de gas V-1602Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.5 KO Drum de tea de alta V-1211.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 27 de marzo del 2018 al KO Drum de Tea

de Alta V-1211, se tiene que el equipo presenta, en general, buenas condiciones. De la

inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así también, no

se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en el cuerpo y

casquetes del KO Drum. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento externo al equipo.

Figura 4.8 Inspección externa del KO DrumFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

0,0000,0500,1000,1500,2000,2500,3000,3500,400

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Espesores Medidos Cuerpo

Espesor Nominal(in)

Espesor Retiro(in)

Espesor Mínimo(in)

76

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.6, se detecta pérdida

considerable de espesor con respecto a su valor nominal en un punto ubicado en la cabeza

izquierda del KO Drum. El punto detectado (0.292 in) se encuentran cerca del espesor de retiro

de 0.325in, determinado bajo ASME VIII Div. I., lo que indica en ese punto que tienen un

tiempo de vida remanente de 7 años.

Gráfica 4.6 Espesores del KO DrumFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.6 Bota desgasificadora de crudo V-1401 A.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 18 de abril del 2018 a la bota desgasificadora

de crudo V-1401 A, el equipo presenta en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en

el cuerpo de la bota desgasificadora de crudo. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento

externo al equipo.

0,0000,0500,1000,1500,2000,2500,3000,3500,4000,450

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Espesores Medidos

Espesor Nominal(in)

Espesor Retiro(in)

Espesor Mínimo(in)

77

Figura 4.9 Inspección externa de la bota desgasificadora V-1401AFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.7, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal y casquetes de equipo, lo que indica

que tiene un tiempo de vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.7 Espesores de la bota desgasificadora V-1401AFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

0,900

1 2 3 4 5 6

Espesores Medidos

Espesor Nominal(in)

Espesor Retiro(in)

Espesor Mínimo(in)

78

4.1.3.7 Bota desgasificadora de crudo V-1401 B.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 19 de abril del 2018 a la bota desgasificadora

de crudo V-1401 B, se tiene que el quipo presenta, en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en

el cuerpo de la bota desgasificadora de crudo. Sin embargo, en el codo de la línea de drenaje

se puede visualizar una abolladura con desprendimiento de material, por lo que se debe cambiar

de codo de 4¨ de la línea de drenaje. Figura 4.10

Figura 4.10 Inspección externa de la bota desgasificadora V-1401BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.8, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal y casquetes de equipo, lo que indica

que tiene un tiempo de vida remanente mayor a diez años.

79

Gráfica 4.8 Espesores de la bota desgasificadora V-1401BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.8 Tanque de lavado T-1401 A.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 4 de diciembre del 2018 al tanque de lavado

de crudo T-1401 A, se tiene que el quipo presenta, en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, se detectan leves efectos de corrosión en acoples, pernos y bridas del tanque de lavado

de crudo. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento externo al cuerpo del tanque.

También se debe mencionar que el primer anillo del tanque posee un recubrimiento térmico

que se encuentra en muy buen estado, el anillo de hormigón de igual manera y que el

rectificador del sistema de protección catódica externa del tanque fue cambiado recientemente.

0,0000,1000,2000,3000,4000,5000,6000,7000,8000,900

1 2 3 4 5 6

Espesores Medidos

Espesor Nominal(in)

Espesor Retiro(in)

Espesor Mínimo(in)

80

Figura 4.11 Inspección externa del tanque T-1401AFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.9, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.9 Espesores del tanque T-1401AFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.9 Tanque de almacenamiento de crudo T-1401 B.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 8 de diciembre del 2018 al tanque de

almacenamiento de crudo T-1401 B, se tiene que el equipo presenta, en general, buenas

condiciones.

0,0000,1000,2000,3000,4000,5000,6000,700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Espesores Medidos

Espesor Nominal (in)

Espesor Retiro (in)

Espesor Mínimo(in)

81

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, se detectan leves efectos de corrosión en acoples, pernos y bridas del tanque de lavado

de crudo. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento externo al cuerpo del tanque.

Figura 4.12 Inspección externa del tanque T-1401BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.10, No se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.10 Espesores del tanque T-1401BFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

0,0000,1000,2000,3000,4000,5000,6000,700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Espesores Medidos

Espesor Nominal (in)

Espesor Retiro (in)

Espesor Mínimo(in)

82

4.1.3.10 Tanque de contingencia T-1402.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 23 de enero del 2018 al tanque de

contingencia T-1402, el quipo presenta en general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan defectos externos como corrosión, distorsión, rayones, entre otros, en

el cuerpo del tanque. Adicionalmente a esto se observa una leve distorsión en el quinto anillo.

Por lo que no es necesario realizar mantenimiento externo al cuerpo del tanque.

Figura 4.13 Inspección externa del tanque de contingencia T-1402Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.11, No se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años

83

Gráfica 4.11 Espesores del tanque de contingencia T-1402Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.11 Trampas lanzadoras y receptoras.

De acuerdo a la última inspección realizada a las trampas lanzadoras de las plataformas de

producción y las receptoras en la estación ZPF, se tiene que todas a nivel general presentan

buenas condiciones. En la inspección externa se observa que el recubrimiento se encuentra en

mal estado, pero no se detectan efectos de corrosión, por lo que es necesario realizar

únicamente mantenimiento externo a la pintura de las trampas.

En la medición de espesores, de cada una de las trampas tanto receptoras como lanzadoras,

no se detectan pérdidas considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica

que tiene un tiempo de vida remanente mayor a diez años. En la tabla se resumen los principales

datos del análisis de trampas.

4.1.3.12 Línea 12"-P-11001-BA2.

La línea 12"-P-11001-BA2 junta la producción de las plataformas de producción y la lleva

hasta la estación de producción, específicamente al separador.

84

De acuerdo a la última inspección, realizada el 07 de noviembre del 2018 se tiene que la

línea no presenta buenas condiciones. En la inspección externa se observa que el recubrimiento

se encuentra en mal estado, pero no se detectan efectos de corrosión. Por lo que es necesario

realizar mantenimiento externo a la línea.

Figura 4.14 Inspección visual de la línea de entrada a la estaciónFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.12, se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, en un área de 4 metros

aproximadamente. Se detectan cinco puntos (0.194” - 0.179” - 0,250” - 0,339” - 0,301”) con

espesores cercanos al espesor de retiro, 0.110” determinado bajo la norma ASME VIII Div. I.

Esto indica que tienen un tiempo de vida remanente de 1,4 - 1,1 – 2,8 - 7,1 y 4,8 años

respectivamente, en presencia de corrosión interna el tiempo de vida remanente disminuya a 1

año. Se menciona también que esta misma área se produjo un pitting en el mes de agosto del

2017 y se colocó una grapa.

85

Gráfica 4.12 Espesores de la línea de entrada la estaciónFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.13 Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 13 de julio del 2018 a la línea de fluido de

producción 12"-P-11003-BA1, se tiene que la línea presenta, en general, buenas condiciones.

En la inspección externa se tiene que el recubrimiento se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan efectos de corrosión. Por lo que no es necesario realizar mantenimiento

externo a la línea.

Figura 4.15 Inspección externa de Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 97

Espesores Medidos

Espesor Nominal (in)

Espesor Retiro (in)

Espesor Mínimo(in)

86

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.13, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.13 Espesores de la Línea de fluido de producción 12"-P-11003-BA1Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.14 Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1.

Línea se salida de crudo para exportación. De acuerdo a la última inspección, realizada el

26 de julio del 2018 a la línea de crudo 12"-CR-11070-DA1, se tiene que la línea presenta, en

general, buenas condiciones.

De la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra en buen estado. Así

también, no se detectan efectos de corrosión. No es necesario realizar mantenimiento externo

a la línea.

0,0000,1000,2000,3000,4000,5000,6000,7000,800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Espesores Medidos

Espesor Nominal in

Espesor Retiro in

Espesor Mínimoin

87

Figura 4.16 Inspección externa de Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.14, no se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.14 Espesores de la Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

4.1.3.15 Línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2.

De acuerdo a la última inspección, realizada el 24 de julio del 2018 a la línea de reinyección

de agua 12"-TW-11029-FA2, se tiene que la línea presenta, en general, buenas condiciones.

0,000

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79

Espesores Medidos

Espesor Nominal (in)

Espesor Retiro (in)

Espesor Mínimo(in)

88

En la inspección externa se tiene que el recubrimiento, se encuentra con leves indicios de

desprendimiento. Así también, no se detectan efectos de corrosión. Por lo que no es necesario

realizar mantenimiento externo a la línea. Lo que no sucede con la válvula toma muestras, esta

se encuentra con señales de corrosión por lo que necesita ser cambiada.

Figura 4.17 Inspección externa de la línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En la medición de espesores, que se observa en la Gráfica 4.15, No se detectan pérdidas

considerables de espesor con respecto a su valor nominal, lo que indica que tiene un tiempo de

vida remanente mayor a diez años.

Gráfica 4.15 Espesores de la línea de reinyección de agua 12"-TW-11029-FA2Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

1 3 5 7 9 1113151719212325272931333537394143454749515355575961636567697173

Espesores Medidos

Espesor Nominal (in)

Espesor Retiro (in)

Espesor Mínimo(in)

89

4.2. Interpretación de resultados

De acuerdo al análisis realizado, los principales problemas que se presentan en la estación

de producción ZPF son: la acumulación de sólidos, en las líneas que van desde las plataformas

de producción hasta la estación, y la restricción de presión en los separadores. La acumulación

de sólidos en las líneas hace que su diámetro disminuya paulatinamente, con mayores pérdidas

de presión y por ende menor producción. En cuanto a la presión de los separadores, existe una

restricción al ingreso del fluido, debido a que se necesita proporcionar constantemente una

presión de entrada de gas mínima, a la planta de generación, de 35 psi aproximadamente.

Las líneas y equipos que se encuentran dentro de la estación, en general, presentan un buen

estado tanto externa como internamente, el 78% de equipos analizados mediante inspecciones

ultrasónicas no presenta problemas de disminución de espesores, mientras que un 78 % de

equipos analizados visualmente no presenta abolladuras, raspones en la pintura, ni corrosión

externa. Sin embargo, algunos equipos necesitan cierto tipo de mantenimiento por problemas

puntuales, encontrados durante las inspecciones. La Tabla 4.4 resume el estado actual de las

facilidades y la Tabla 4.5 resume el estado actual de las líneas de transporte, esto en base a las

ultimas inspecciones realizadas, e indica las acciones que los equipos y las líneas requieren.

En base a esto, se describen tres propuestas de optimización para tratar los problemas

mencionados.

90

Tabla 4.4 Estado actual de las facilidades de producción

Fuente: (ARCH, 2013)Elaborado por: Santiago Rodríguez – Ricardo Tapia

EQUIPO TAG ESTADO OBSERVACIÓN ACCIÓNINTERNO EXTERNO INTERNO EXTERNO INTERNO EXTERNO

Separador V-1101ª Malo Malo Disminuciónde espesor

Corrosión Limpieza Mantenimiento delrecubrimiento

Separador V-1101B Bueno Malo Deterioro de laprotección

Mantenimiento delrecubrimiento

Bota de gas V-1401ª Bueno BuenoBota de gas V-1401B Bueno Bueno Agujero en el codo de

4" de línea de drenajeCambiar el codo de 4" de líneade drenaje

Tanque de lavado T-1401ª Bueno BuenoTanque dealmacenamiento

T-1401B Bueno Bueno

Tanque decontingencia

T-1402 Bueno Bueno

KO-drum alta V-1211 Malo Bueno Disminuciónde espesor

Limpieza

Depurador de gasblanketing

V-1602 Bueno Bueno

Depurador de gasgeneración

V-1610 Bueno Bueno

Trampas Bueno BuenoLínea de entrada 12"-P-

11001-BA2Malo Malo Pitting Deterioro de la

protecciónInstalar una grapa enla zonas afectadas

Mantenimiento delrecubrimiento

Línea de fluido 12"-P-11003-BA1

Bueno Bueno

Línea de crudo 12"-CR-11070-DA1

Bueno Bueno

Línea de reinyección 12"-TW-11029-FA2

Bueno Bueno

91

Tabla 4.5 Estado actual de las líneas

LINEA TAG ESTADO OBSERVACIONES ACCIÓN

INTERNO EXTERNO CONDICIÓN PROBLEMA INTERNO EXTERNO

PLA N - PLA B 8"-PF-90010-C Bueno Bueno Aérea Acumulación de sólidos Limpieza Mantenimiento preventivo

PLA B - PLA A 14"-PF-90010-C Bueno Bueno Enterrada Acumulación de sólidos Limpieza NA

PLA A - ZPF 16"-PF-90010-C Bueno Bueno Enterrada Acumulación de sólidos Limpieza NA

PLA C - ZPF 10"-PF-90020-C Bueno Bueno Enterrada Acumulación de sólidos Limpieza NA

PLA D - ZPF 10"-PF-90030-C Bueno Bueno Enterrada Acumulación de sólidos Limpieza NA

Fuente: (ARCH, 2013)Elaborado por: Santiago Rodríguez – Ricardo Tapia

92

4.2.1. Diseño y construcción de un acumulador de gas

El correcto funcionamiento de la Planta de Generación Eléctrica (PGE), requiere el ingreso

de gas con una presión de 40 psi., por lo que los separadores están configurados para

suministrar gas a dicha presión. Esta configuración no permite que el fluido ingrese libremente

al separador, resultando en una restricción que provoca pérdidas de producción.

El diseño y construcción de un acumulador de gas, permite disminuir la presión del

separador de 40 a 31 psi, eliminando la restricción al ingreso del fluido y disminuyendo las

pérdidas de producción. Al mismo tiempo, mantiene el gas a la presión indicada para el correcto

y continuo funcionamiento de la PGE

Tomando en cuenta las dos funciones principales del acumulador, este debe ser colocado

inmediatamente después del separador. La Figura 4.18, muestra un esquema del diseño de la

estación ZPF, con el acumulador.

Figura 4.18 Diseño de la estación ZPF con el acumuladorElaborador por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Fuente: (ARCH, 2013)

93

El diseño del acumulador de gas se basa en las normas; "Estándar API 650"; para tanques

de almacenamiento a presión atmosférica y "Estándar API 620"; para tanques de

almacenamiento sometidos a presiones, esta última cubre el diseño y cálculo de los elementos

constitutivos del tanque.

Si bien es cierto, las normas API rigen el diseño y construcción de un tanque de

almacenamiento, en este caso de un acumulador de gas, el diseño debe ajustarse a las

condiciones del fluido y del entorno en el que se vaya a ubicar el equipo, por lo que muchas

veces es necesario hacer determinados ajustes que permitan tener equipos con la mayor

eficiencia posible.

4.2.1.1 Diseño.

Parte del diseño del acumulador, se desarrolló mediante el Software de licencia libre

desarrollado por Vass Karatzas. Dicho Software permite determinar el volumen del tanque,

tomando en cuenta sus dimensiones y el espesor de pared.

A continuación, se describen algunos de los factores que se deben considerar en el diseño.

Presión

La presión de diseño para el acumulador de gas, debe ser mayor que la máxima presión que

puede soportar el acumulador, para ello se adiciona 14,2 psi, este valor es considerado como

un factor de seguridad. Por lo cual, si el acumulador operará a 40 psi, entonces la presión de

diseño va a ser de 55 psi aproximadamente.

= + 14,2Ecuación 4.1 Presión de diseño del acumulador

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)= 40 + 14,2= 55

94

Espesor

El espesor de diseño que se asigna al acumulador, tomando como referencia el diseño de

equipos similares y los valores arrojados por el Software desarrollado por Vass Karatzas es de

12,5 mm.

Material

El material de construcción para el acumulador depende de las necesidades de

almacenamiento del fluido. Se determinó que el material adecuado es acero al carbón, ya que

satisface las condiciones de diseño del equipo.

Temperatura

La temperatura de diseño será igual a la suma de la temperatura de trabajo y la temperatura

ambiente. Sin embargo, la temperatura puede ser elevada hasta 500º F cuando se cumplen

ciertas especificaciones del material y requerimientos de diseño adicionales.

En este caso se considera una temperatura de trabajo para el acumulador de

aproximadamente 150 ºF. La temperatura de diseño será:

ñ = +Ecuación 4.2 Temperatura de diseño del acumulador

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)

ñ = 150° F + 78° Fñ = 228° F

Volumen

El acumulador de gas requiere una cabeza y fondo de tipo elipsoidal, con una relación 2:1 y

una carcasa cilíndrica. Las dimensiones para cada parte del tanque vienen determinadas en

95

función de la altura de la carcasa cilíndrica, con las proporciones que se muestran en la Figura

4.19.

Figura 4.19 Esquema del depurador de gasFuente: (Vass Karatzas, 2018)

Donde, α= diámetro mayorβ= diámetro menorl = longitud del tanque

El volumen del cilindro, viene dado por:

= 14 . . 1 − 2 + 2 − 2 2 −Ecuación 4.3 Volumen del cilindro

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)

Donde, l = longitud del tanqueα= diámetro mayorβ= diámetro menorH = Altura del líquido

El volumen de la cabeza, viene dado por:

Fórmula de elipse

+ = 1Ecuación 4.4 Volumen de la cabeza del cilindro

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)

Se despeja .

96

= 1 −Se integra = ( ), y tenemos:

= β − + αβ sin − ( )( ) β − (−α) + αβ sinEl volumen de cada componente del cilindro, viene dado por:

= . . 1 − + − −= β − + αβ sin − ( )( ) β − (−α) + αβ sin

El volumen total es igual al volumen del cilindro más el volumen de la cabeza:= +Ecuación 4.5 Volumen total del cilindro

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)

Para el acumulador de la planta ZPF se requiere un tanque que tenga la capacidad de

almacenar un volumen aproximado de 90 m3, considerando un 25% como factor de seguridad,

el tanque debería almacenar aproximadamente 115 m3.= 90 ∗ 0,25Ecuación 4.6 Factor de seguridad del volumen del cilindro

Fuente: (Vass Karatzas, 2018)

= 22,5= 90 + 22,5= 112,5Basándose en el volumen que requiere almacenar el acumulador de gas y las normas API y

ASME, se establece una longitud del tanque de aproximadamente 10,0 m y los diámetros

horizontal y vertical del tanque son aproximadamente 5,0 y 3,0 metros, respectivamente.

97

Las dimensiones del acumulador se establecieron mediante Canadian&Welness, un sitio

web que proporciona programas de licencia libre entre ellos el creado por Vass Karatzas que

permite el cálculo de las dimensiones y volumen de un determinado tanque con las

características que requiera, en este caso se usó para establecer las condiciones del acumulador

de gas para la planta ZPF con el que se obtuvieron los parámetros que se muestran en la Figura

4.20 tomada del Software de Vass Karatzas.

Figura 4.20 Dimensiones y volumen del acumuladorFuente: (Vass Karatzas, 2018)

Elaborador por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

4.2.1.2 Principales características.

El acumulador es un tanque de acero al carbón de aproximadamente 90 m3, diseñado con

un manhole de inspección, el cual posee un drenaje de 2” en la parte inferior, dos cuellos en la

parte superior de 4” de diámetros, uno para la entrada y el segundo para la salida de gas. Una

salida de 6” para la secuencia de blow down en la parte superior, dos salidas de 2” para las

válvulas de seguridad y dos tomas para la instrumentación de 2” y 1½”. Posee también dos

tomas de 2” para montar el control de nivel del tanque.

98

El acumulador requiere un sistema auxiliar y de control, se monta sobre bases de concreto

y anclado con pernos bases. En la parte superior consta de una superficie de rejillas que le

permite al operador trabajar sin riesgos. Para el acceso a la parte superior tiene una escalera

con su canasta de seguridad para poder llegar a la plataforma superior.

El sistema auxiliar está compuesto por el blow down a tea, el sistema de protección de

seguridad a tea, el sistema de drenaje a tea, más el sistema de SDVs de entrada y salida de gas

del acumulador. Las tuberías de entrada y salida de gas al acumulador constan de un sistema

de regulación de gas para mantener las presiones adecuadas para la generación estable y

continua. El sistema contra incendio se monta como anillo y requiere boquillas de

pulverización de agua de enfriamiento. Se incluye un sistema de control y un sistema de

iluminación.

4.2.2. Campaña de limpieza

En las líneas de transporte de fluido trifásico desde las plataformas de producción hasta la

estación ZPF, es frecuente que se formen obstrucciones, debido a los sólidos que acarrea el

fluido, provenientes de intercalaciones de lutitas presentes en la arena productora (Hollín),

estos sedimentos se depositan paulatinamente en las paredes de la tubería. La deposición de

sólidos puede ocasionar problemas como la disminución del diámetro y por ende la

disminución de la producción.

En la inspección visual y ultrasónica en la línea de reinyección de agua ZPF-PLA A

realizada por la empresa operadora el 05 de agosto del 2019 no se detectan defectos externos

como rayones, abolladuras o corrosión, no así en la parte interna, donde se encontró que en las

paredes de la línea de 12 pulgadas existe presencia de sedimentos, con una restricción de

diámetro interno a 4 pulgadas, como se indica en la Figura 4.21.

99

Figura 4.21 Acumulación de sólidos en línea de reinyecciónFuente: (Petroamazonas EP, 2017)

En el mes de mayo del 2015 se realizó la última limpieza interna de la línea de reinyección,

es decir que en cuatro años se han formado una capa de 203 milímetros de sedimentos adheridos

a las paredes de la tubería, con lo cual se estima una tasa de sedimentación por mes de

aproximadamente 4 milímetros.

Para este estudio se correlacionó la acumulación de sedimentos en la línea de reinyección

de agua con la acumulación ocurrida en las líneas desde las plataformas de producción hacia

la estación ZPF; al estar enterradas no se puede realizar un estudio directo en las líneas. Se

tomó como referencia la última limpieza mecánica realizada a cada una de las estas.

Basándose en la premisa que; la presión es uno de los parámetros más importantes para el

transporte de mezclas sólido – líquido, se determinó el espesor de la acumulación de sólidos

en las líneas, haciendo una correlación entre el porcentaje de sólidos depositados en la línea de

inyección a cierta presión con la capa de sólido depositados a distintas presiones en las líneas

de fluido trifásico, como se indica en la Tabla 4.6.

100

Tabla 4.6 Acumulación de sólidos

Parámetro PLA N - PLA B PLA N - PLA B PLA B-PLA A PLA A- ZPF PLA C- ZPF PLA D - ZPF

Diámetro nominal(in) 8 8 14 16 10 10

Acumulación (mm) 127 121 193 254 101 122

Diámetro nuevo (in) 3,2 3 6,4 10 6 6,2

Presión (psi) 117 114 82 62 60 72

Volumen total (m³) 113 113 288 439 28 94

Volumen nuevo (m³) 18 14 60 177 16,4 58

Volumen de sedimentos (m³) 95 99 228 262 11,6 36

Volumen de sedimentos (Bls) 597,55 622,71 1434,12 1647,98 72,964 226,44

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia RicardoFuente: (ARCH, 2013)

101

4.2.2.1 Condiciones operacionales.

Una de las condiciones más importantes para elegir el tipo de pig a usarse en la intervención

a las líneas, es el fluido con el que se va a desplazar la herramienta y la presión a la que va a

ser sometido el pig. Los pigs inteligentes o “polly pigs” son los que pueden tener una mejor

eficiencia en las líneas de la estación ZPF. Por lo general los pigs, Polly Pigs están hechos de

poliuretano, lo que evita que la presión de operación afecte la tubería, también están diseñados

para soportar las presiones de trabajo de las líneas y por ende no parar la producción para que

estos sean corridos, ya que poseen recamaras donde están alojados los instrumentos.

Se debe considerar también la velocidad de flujo, se trabaja con la velocidad del fluido

trifásico en la línea de servicio, para una labor más eficiente los fabricantes recomiendan tener

una velocidad constante de trabajo. Otra de las condiciones a considerarse es la temperatura,

sin embargo, no representa mayor problema ya que las corridas se pueden realizar entre 0 y

92°C. La Tabla 4.7 resume las condiciones operacionales que deben considerarse para la

corrida del raspador en cada línea

Tabla 4.7 Condiciones operacionales para corrida de pig

Parámetros PLA N-PLA B

PLA N-PLA B

PLA B-PLA A

PLA A-ZPF

PLA C-ZPF

PLA D-ZPF

Longitud (km) 3,5 3,5 3 3,5 0,9 3

Diámetro (in) 8 8 14 16 10 10

Espesor (in) 0,322 0,322 0,437 0,5 0,365 0,365

Cédula 40 40 40 40 40 40

Volumen (bls) 714 714 1874 2855 286 956

Tasa de fluido (BFPD) 1.798,60 1.798,60 16.843,00 19.088,6 15.278,0 23.293,0

Presión (psi) 117 114 82 62 60 72

Temperatura (°F) 114 110 190 100 180 100

Velocidad (Km/h) 0,5 0,5 1,3 1 2 3,1

Fuente: (ARCH, 2013)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

102

4.2.2.2 Programa de limpieza progresiva.

Se realiza un programa de limpieza con un aumento progresivo en los diámetros de los pigs

teniendo como principal objetivo la eliminación completa de la acumulación de sólidos a lo

largo de toda la tubería.

Generalmente, para iniciar un programa de limpieza se realiza una prueba de flujo, que

consiste en parar el paso normal del fluido y bombear una cantidad específica de fluido para

relacionar el volumen que ingresa con el volumen que sale y así, tener una idea aproximada

del grado de obstrucción que está presente en la tubería. Sin embargo, de acuerdo al estudio

realizado, para el caso de la corrida de pigs en las líneas de transporte desde las plataformas de

producción hasta la estación ZPF, no es factible detener el paso del fluido por lo que no se

puede realizar una prueba de flujo.

Para empezar el programa de limpieza se realiza una corrida con un pig de prueba de alta

densidad, tiene una geometría similar a una bala, la principal función de este pig es mostrar un

escenario claro del estado actual de la línea y al mismo tiempo incrementar paulatinamente el

diámetro, removiendo las obstrucciones superficiales que se presenten por acumulación de

sólidos. Este tipo de pigs se envía antes del pig raspador, ya que este último en la primera

corrida puede generar una gran cantidad de sólidos depositados y por consiguiente atascarse

dentro de la tubería.

A continuación, se realiza una segunda corrida con un “polly pig” raspador para remover

gradualmente los sólidos acumulados. A medida que se remueven los sólidos, se incrementa el

diámetro de la tubería, por lo que es necesario incrementar también, el diámetro del pig

raspador, esto aumentara la eficiencia de la limpieza. Si el caso amerita, será necesario realizar

una tercera corrida con el mismo tipo pig.

103

Finalmente, se envía un pig inteligente, que ocupa el diámetro final de la tubería y realiza

un barrido total. Este tipo de pig posee sensores que proporcionan información del estado de la

línea y localizan cualquier anormalidad en la misma.

4.2.2.3 Selección del pig.

En el mercado existe más de 200 modelos de pigs para realizar múltiples trabajos en las

líneas, por lo que para la selección del raspador adecuado se tomó como referencia la Tabla 4.8

Tabla 4.8 Eficiencia de trabajo de pigs

Residuos

Tipo de Pig Arena Laminación Polvos Parafina Agua

Esponja (baja densidad) Regular Malo Malo Malo Regular

Polly Pig (media y alta densidad) Bueno Malo Regular Malo Regular

Polly Pig Bidireccional (LP-DP Y LP-BD6) Bueno Bueno Bueno Regular Excelente

Polly pig raspador ( LP-MW Y LP-HW) Bueno Regular Regular Excelente Malo

Polly pig de cepillos (LP-HH Y LP-UPC) Malo Bueno Excelente Malo Malo

Esfera Malo Malo Regular Malo Regular

Pig Inteligente Excelente Bueno Bueno Bueno Regular

Fuente: (LIMPRO, 2014)

Se seleccionaron los pigs para el programa de limpieza progresiva de acuerdo a los

sólidos presentes en cada línea, como se muestra en la Tabla 4.9 cabe mencionar que una buena

selección y un buen procedimiento operativo en el envío de pig hacen que el programa de

limpieza progresiva sea más factible, lo que permite alargar la vida útil de las líneas.

Tabla 4.9 Diámetro y tipo de pig para cada línea

SELECCIÓN DE PIGSPolly pigs Raspador Inteligente

PLAN-PLAB 4 plg 6 plg 8 plgPLAB-PLAA 6 plg 8 plg- 10 plg 14 plgPLAA-ZPF 8 plg 10 plg-12 plg 16 plgPLAC-ZPF 6 plg 8 plg 10 plgPLAD-ZPF 6 plg 8 plg 10 plg

Fuente: (LIMPRO, 2014)Elaborador por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

104

4.2.2.4 Procedimiento de lanzamiento y recepción de pigs.

En la Tabla 4.10 y Tabla 4.11 se resume el proceso para el lanzamiento y recepción,

respectivamente, de los pigs elegidos para el programa de limpieza

Plan de Lanzamiento del pig

Figura 4.22 Trampa lanzadoraFuente: (LIMPRO, 2014)

Dónde: V: válvula de venteod: válvula de drenajePI 1: medidor de presión 1PI 2: medidor de presión 2A: válvula principal del ductoB: BypassC: válvula aislante de trampaS: señalizador de Pige: equilibrio de presión

105

Tabla 4.10 Proceso para lanzamiento de pig

Fase Acción MotivoDespresurizacióndel Lanzador

Verificar que las siguientes válvulas estén completamente cerradas: aislante dellanzador (C), el drenaje (d), el venteo (v), el by-pass (B) y la válvula (e)

Aislar el lanzador

Verificar las presiones internas indicadas en los manómetros PI 1 y PI 2 (0 psi) Evaluar la estanqueidad del sistema

Abrir las válvulas de venteo (v) y drenaje (d). Este último debe estar conectados ala tanquilla de residuos para evitar derrames al suelo.

Controlar la despresurización y vaciamiento del barril

Observar el drenaje del producto Verificar que el sistema de drenajes está operandoadecuadamente

Asegurarse de que el lanzador esté completamente despresurizado a través delmanómetro PI 1, drenajes y venteos

Evitar riesgos de accidente por ocasional apertura de latapa del lanzador

Verificar a través del drenaje y el venteo si hay pasaje de líquido por las válvulas(C) o (B)

Evitar derrame de producto

Colocación del"PIG"

Abrir con cuidado la tapa del lanzador Evitar derrame de producto

Verificar el estado del anillo de sello o junta de los dispositivos de seguridad de latapa

Garantizar la estanqueidad

Colocar el “pig” en el barril, haciendo contacto con el mismo en la reducción Garantizar el lanzamiento del “pig”Cerrar la tapa (G) del lanzador, cerrar los drenajes (d) y venteos (v) Evitar derrames

Lanzamiento del"PIG"

(Presurización)

Abrir lentamente la válvula (B) Llenar el lanzador, purgar el aire, ecualizar laspresiones y evitar la rotura del pig

Presenciar la purga del aire a través de las válvulas (v) cerrando las mismas tanpronto como comience a aparecer el líquido. Controlar la presurización dellanzador a través del manómetro PI 1 hasta que la presión sea igual a la del ducto.

Asegurar el completo llenado del lanzador y deecualización de las presiones para permitir la aperturade válvula (C) sin que se rompa el “pig”

Verificar la estanqueidad de los accesorios de la instalación Evitar derrames de fluidoAbrir lentamente la válvula (e) Equilibrar presiónVerificar que el indicador de pasaje de “pig” (S) está armado, antes de abrirválvula (C)

Confirmar el lanzamiento del pig

Abrir completamente la válvula (C) del lanzado Permitir el pasaje del “pig” sin dañarloAbrir completamente la válvula (B) de by-pass Direccionar el flujo por el lanzadorCerrar la válvula del ducto (A) hasta el lanzamiento del “pig” Impulsar el “pig”Verificar el accionamiento del indicador de pasaje de “pig” (S) Verificar el lanzamientoAbrir completamente la válvula del ducto (A) Redireccionar el flujo fuera del lanzadorCerrar las válvulas del lanzador (B); (C) Evitar derrame de producto

Fuente: (LIMPRO, 2014)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

106

Plan de Recepción del pig

Figura 4.23 Trampa receptoraFuente: (LIMPRO, 2014)

Dónde: V: válvula de venteod: válvula de drenajePI 1: medidor de presión 1PI 2: medidor de presión 2A: válvula principal del ductoB: BypassC: válvula aislante de trampaS: señalizador de Pige: equilibrio de presión

107

Tabla 4.11 Proceso para recepción de pig

Fase Acción Motivo

Tiempo EstimadoDe llegada

De acuerdo a la rata promedio de bombeo se establece el tiempo estimado dellegada del pig

Monitoreo de llegada

Presurización delReceptor

Abrir lentamente válvula (C) del barril Llenar el barril

Abrir el venteo (v) Purgar el aire contenido en el barril

Cerrar el venteo (v) Presurizar el barril de recibo

Recepción del“PIG”

Abrir completamente las válvulas (B) y (C) Preparar el receptor

Cerrar válvula del ducto (A) Direccionar el flujo por el receptor

Armar el indicador de pasaje de “pig” (S) Confirmar la llegada del “pig”Confirmar el arribo del “pig” a la trampa Monitoreo de llegada

Sacado del “PIG” Abrir completamente la válvula del ducto (A) luego de la entrada del “pig” en elreceptor

Direccionar el flujo en ambos sentidos

Cerrar completamente la válvula del receptor (C), de bypass (B) Redireccionar el flujo y aislar el receptor

Abrir los venteos(v) y luego los drenajes (d), verificar la despresurización por elmanómetro PI 2 (0 psi)

Despresurizar y drenar el líquido del interior del barril

Abrir la tapa del receptor (G) Sacar el “pig”Retirar el “pig” del receptor Inspeccionar y limpiar

Cerrado delreceptor

Verificar el estado del anillo de sello o junta de los dispositivos de seguridad de latapa, estado y limpieza de la superficie de la misma

Garantizar la estanqueidad

Cerrar la tapa de (G) del receptor, la válvula de venteo (v) y el drenaje (d) Posibilitar el llenado de la trampa para comprobar laestanqueidad de la misma

Prueba deestanqueidad paraliberar el equipo

Abrir la válvula (C) lentamente Llenar el receptor e igualar presiones

Verificar la estanqueidad del equipo Evitar derrames

Despresurizacióndel recibidor

Abrir la válvula de venteo (v) y luego el drenaje (d) Despresurizar el barril

Cerrar la válvula de venteo (v) y el drenaje (d) Evitar derrames

Fuente: (LIMPRO, 2014)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

108

4.2.2.5 Volumen de sólidos esperados

La Tabla 4.12 muestra el volumen de sólidos que se espera luego del paso de los pigs a través

de las líneas. Al no contar con inspecciones visuales ni ultrasónicas de las líneas, los valores

obtenidos se determinaron a partir de la cantidad de sólidos depositados en la línea de

reinyección, correlacionando el tipo de sólidos, la presión y la velocidad de flujo.

Tabla 4.12 Volumen de sólidos esperados

Descripción PLA N-PLA B

PLA N-PLA B

PLA B-PLA A

PLA A-ZPF

PLA C-ZPF

PLA D -ZPF

Volumen total (m³) 113 113 288 439 28 94

Volumen nuevo (m³) 18 14 60 177 16,4 58

Volumen de sedimentos (m³) 95 99 228 262 11,6 36

Volumen de sedimentos (Bls) 597,55 622,71 1434,12 1647,98 72,964 226,44

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

4.2.3. Líneas directas desde las plataformas de producción hasta la estación ZPF

La presente propuesta contempla el rediseño de las líneas desde las plataformas de

producción A, B y Norte hasta la estación ZPF, para eliminar las pérdidas de producción

producidas al unirse dichas líneas. La tubería a utilizarse en las líneas de transporte será de

acero al carbón, especificación API 5L, con sistema de protección interior y exterior, y presenta

diferentes espesores para cada diámetro determinado. En la ¡Error! No se encuentra el origen

de la referencia. se muestra un esquema de las líneas descritas.

La línea nueva línea de la plataforma de producción Norte hasta la estación ZPF tiene una

longitud total de 9500m, requiere transportar un volumen de 3596 BFPD y debe ser diseñada

para soportar una presión de 117 psi y una temperatura de 114ºF.

La línea que va desde la plataforma de producción B hasta la estación ZPF, maneja una

presión de 82 psi y una temperatura de 190ºF y transporta un volumen total de 13246 BFPD, a

través de una longitud de 6500 metros aproximadamente.

109

Finalmente, la línea desde la plataforma de producción A hasta la estación ZPF, operaría a

una presión de 62 psi y una temperatura de 100ºF, el volumen a transportar es de 2245 BFPD,

y la longitud total del ducto será de 3500 metros aproximadamente. Las nuevas líneas seguirán

la misma ruta que tienen las líneas actuales hasta llegar a la estación ZPF. A continuación, la

Tabla 4.13 muestra las características operacionales de cada una de las líneas.

Tabla 4.13 Características operacionales de las nuevas líneas

Líneas Longitud(m)

Diámetrointerno (in)

Espesor(in)

Cedula Volumen defluido (BFPD)

Temperatura(°F)

Presión(psi)

PLA A-ZPF 3500 4,026 0,237 40 2245 100 62

PLA B-ZPF 6500 7,981 0,322 40 13246 192 82

PLA N-ZPF 9500 7,981 0,322 40 3596 114 117

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Figura 4.24 Esquema de líneas directas de producción

110

CAPÍTULO V

5. Análisis económico

El principal objetivo de este estudio es la optimización de las facilidades de producción de

la estación ZPF, para disminuir las pérdidas de presión y consecuentemente incrementar la

producción, la eficiencia de la planta y los ingresos económicos que esta genere.

El análisis económico considera el valor actual neto (VAN), el periodo de recuperación de

la inversión (PRI), ingresos y egresos, esto determinara si la propuesta es factible

económicamente.

5.1. Valor actual neto (VAN)

El valor actual neto (VAN) es un criterio de inversión que consiste en actualizar los cobros

y pagos de un proyecto, para conocer cuánto se va a ganar o perder con dicha inversión.

(Velayos, 2019)

= − + (1 + ) = − + (1 + ) + (1 + ) +⋯+ (1 + )Dónde: Ft = flujos de dinero en cada periodo t

I0 = inversión realiza en el momento inicial (t = 0)

n = número de periodos de tiempo

k = el tipo de descuento o tipo de interés exigido a la inversión

Según Velayos (2019) el VAN sirve para generar dos tipos de decisiones: en primer lugar,

ver si las inversiones son factibles y, en segundo lugar, ver qué inversión es mejor que otra en

términos absolutos. Los criterios de decisión van a ser los siguientes:

111

VAN > 0: El valor actualizado de los cobros y pagos futuros de la inversión, a la tasa

de descuento elegida generará beneficios.

VAN = 0: El proyecto de inversión no generará ni beneficios ni pérdidas, siendo su

realización, en principio, indiferente.

VAN < 0: El proyecto de inversión generará pérdidas, por lo que deberá ser rechazado.

5.2. Periodo de recuperación de inversión (PRI)

Es un instrumento que permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los flujos

netos de efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial. Por su facilidad de

cálculo y aplicación, el Periodo de Recuperación de la Inversión es considerado un indicador

que mide tanto la liquidez del proyecto como también el riesgo relativo pues permite anticipar

los eventos en el corto plazo. Es importante tener en cuenta que este indicador es un

instrumento financiero que al igual que el Valor Presente Neto y la Tasa Interna de Retorno,

permite optimizar el proceso de toma de decisiones.

5.3. Ingresos

Los ingresos se determinan a partir de la producción mensual multiplicada por el costo

actual del barril de petróleo. El costo del barril de petróleo WTI a la fecha que se realiza este

estudio es de 62,35 USD.

Se considera también la tasa de declinación de la producción del campo Palo Azul que es

del 9,6% anual, es decir 0,8% mensual. (Petroamazonas EP, 2019)

5.4. Egresos

Los egresos los componen los costos de las propuestas planteadas para la optimización y el

costo de producción del barril de crudo, que de acuerdo a Petroamazonas EP (2019) es de 8,10

USD.

112

Las propuestas que se consideran para el análisis económico son la limpieza mecánica de

las líneas conjuntamente con el diseño y construcción del acumulador de gas, cuyos costos, se

muestran en la Tabla 5.1 y la implementación de líneas nuevas, cuyos costos se muestran en la

Tabla 5.2

Tabla 5.1 Costo de la primera propuesta de optimización

Operación Costo (USD)

Limpieza mecánica de líneas, incluyecompra de pigs

105.000

Diseño y construcción del acumulador 320.000

Contingencias (20%) 85.000

TOTAL 510.000

Fuente: (Petroamazonas EP, 2019)Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Tabla 5.2 Costo de la segunda propuesta de optimización

Operación Costo (USD)

Implementación de 16km de líneas nuevas de 8 plg. 3’500.000

Implementación de 3,5km de líneas nuevas de 4 plg. 500.000

Contingencias (20%) 800.000

TOTAL 4’800.000Fuente: (Petroamazonas EP, 2019)

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

Se incluyen también en los egresos los valores a pagarse por la Ley 10 y Ley 40, así como

también otros valores a pagar por concepto de impuestos, transporte y comercialización, leyes,

entre otros.

La Ley 40 (2001) indica: “Créase el gravamen de cinco centavos de dólar por cada barril de

petróleo crudo que se transporte por el oleoducto transecuatoriano, adicional a la tarifa del

transporte, excluyéndose únicamente el destinado al consumo interno”

La Ley 10 (2008) dice: “Créase el fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico que se

incrementará con los ingresos provenientes del impuesto equivalente a un dólar de los Estados

113

Unidos de América (USD 1,00), por cada barril de petróleo que se extraiga en la Región

Amazónica, y se comercialice en los mercados interno y externo”

5.5. Consideraciones

Se estima una tasa de descuento del 12%, considerando una tasa de actualización

mensual igual a 1%

La declinación de producción del campo Palo Azul, está alrededor del 9,6% anual.

Es decir, para este estudio se establece una declinación mensual de 0,8% para un

periodo promedio de 30,4 días.

El estudio se realizará para dos propuestas, en 3 escenarios distintos: el primero,

considerando el valor actual del barril de petróleo, que es 62,35 USD en promedio.

El segundo, considerando un valor optimista del precio de petróleo de

aproximadamente 101,47 USD. Y el tercero, que considera un valor pesimista del

precio de petróleo de 25,89 USD. Los valores optimista y pesimista se determinaron

de acuerdo a las curvas de variación de petróleo.

El costo de las propuestas de optimización se estima en base a trabajos similares

realizados en otros campos dentro del país.

Se determina un incremento de producción de 72 BPPD considerando la limpieza

mecánica de las líneas y la implementación del acumulador.

Si se cambian las líneas actuales por líneas nuevas y directas desde las plataformas

de producción a la estación ZPF, se tiene un incremento en la producción de

aproximadamente 2000 BPPD

114

5.6. Resultados

5.6.4. Primera propuesta: limpieza mecánica e implementación del acumulador.

5.6.4.1 Caso Base

Considerando el actual precio del petróleo, 62,35 USD y una tasa de descuento del 12% se

tiene un valor actual neto (VAN) de $2.807.748,57 que se recupera en aproximadamente 1 año

y 8 meses aproximadamente, con una relación B/C de 1,8 lo que es favorable económicamente

5.6.4.2 Caso Optimista

Si se considera un precio del petróleo WTI de 101,47 USD para el primer año y una tasa de

descuento del 12% se tiene un valor actual neto (VAN) de $8.009.351,48 que se recupera en

aproximadamente 9 meses. La relación B/C es de 3,4 lo que es favorable para el proyecto.

5.6.4.3 Caso pesimista

Si se considera una disminución en el precio del petróleo, es decir un precio WTI de 25,89

USD para el primer año de análisis y una tasa de descuento del 12% se tiene un valor actual

neto (VAN) de $ -767.450,65 y una relación B/C de 0,7. En este caso la propuesta no es

rentable.

La tabla, resume el VAN, el PRI y la relación B/C para cada caso

Tabla 5.3 Resumen de VAN, PRI y B/C para cada caso de la primera propuesta

CASO Precio WTI VAN PRI B/C

Base 62,35 $2.807.748,57 1,6 1,8

Optimista 101,47 $8.009.351,48 0,7 3,4

Pesimista 25,89 $ -767.450,65 5,3 0,7

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

115

5.6.5. Segunda propuesta: limpieza mecánica, implementación del acumulador y líneas

directas desde las plataformas de producción hasta la estación ZPF.

5.6.5.1 Caso Base

Considerando el actual precio del petróleo, 62,35 USD y una tasa de descuento del 12% se

tiene un valor actual neto (VAN) de $92.802.255,24 que se recupera en aproximadamente 6

meses, con una relación B/C promedio de 2,0 lo que es favorable económicamente

5.6.5.2 Caso Optimista

Si se considera un precio del petróleo WTI de 101,47 USD y una tasa de descuento del 12%

se tiene un valor actual neto (VAN) de $239.741.966,45 que se recupera en aproximadamente

3 meses. La relación B/C es de 3,9 lo que es muy favorable para el proyecto.

5.6.5.3 Caso pesimista

Si se considera una disminución en el precio del petróleo, es decir un precio WTI de 25,89

USD y una tasa de descuento del 12% se tiene un valor actual neto (VAN) de $ -8.197.682,69

con una relación B/C es de 0,8. Con estos valores la propuesta deja de ser favorable.

La tabla, resume el VAN, el PRI y la relación B/C para cada caso

Tabla 5.4 Resumen de VAN, PRI y B/C para cada caso de la segunda propuesta

CASO Precio WTI VAN PRI B/C

Base 62,35 $92.802.255,24 0,5 2,0

Optimista 101,47 $239.741.966,45 0,2 3,9

Pesimista 25,89 $ -8.197.682,69 1,8 0,8

Elaborado por: Rodríguez Santiago – Tapia Ricardo

116

CAPÍTULO VI

6. Conclusiones y recomendaciones

6.1. Conclusiones

Se analizaron los reportes de inspecciones visuales, inspecciones ultrasónicas y

medición de espesores, donde se determinó que el 78% de los equipos y líneas de la

estación, no presentan problemas de disminución de espesores. Aproximadamente

el 25% de los equipos presentan problemas, dentro de estos están la línea

transportadora de fluido 12"-P-11001-BA2, el KOdrum y el separador 1101A, donde

se reportan puntos en los que el espesor es muy cercano al espesor de retiro.

Los separadores y la línea 12"-P-11001-BA2, constituyen 22% de las facilidades de

producción que presenta abolladuras, raspones en la pintura o corrosión externa.

Estos equipos requieren mantenimiento externo.

No se cuenta con inspecciones visuales ni ultrasónicas de las líneas que van desde

las plataformas de producción hasta la estación ZPF, debido a que la mayoría están

enterradas. Por lo que, mediante un análisis comparativo se establece una tasa de

acumulación de sólidos en las líneas de aproximadamente 1mm mensual. Teniendo

como resultado la disminución de los diámetros nominales de 8 plg a 3,2 plg en la

línea PLA-N a PLA-B; de 14 plg a 6,4plg en la línea PLA-B a PLA-A; de 16 plg a

10 plg en la línea PLA-A a ZPF y finalmente, de 10 plg a 6,2 en la línea PLA-C a

ZPF.

Los principales problemas encontrados en la estación de producción ZPF son: la

restricción de la entrada del fluido al separador, la acumulación de sólidos en las

líneas y las pérdidas que se generan en la unión de las líneas PLA-N, PLA-B y PLA-

A.

117

De acuerdo al estudio realizado, se requiere un acumulador con una capacidad de

almacenamiento de 113 m3, de tipo elipsoidal con 10 m de longitud y diámetros de

5m y 3m. El acumulador estaría diseñado inmediatamente después del separador,

esto con el fin de eliminar casi en su totalidad, la diferencia de presiones que causan

la restricción en la entrada del fluido al separador y a su vez, proporcionar el paso

continuo del gas, con la presión adecuada, a la planta de generación eléctrica.

Se requiere realizar un plan de limpieza progresiva de las líneas que van desde las

plataformas de producción hasta la estación ZPF, esto es, enviar primero un pollypig

para remover las acumulaciones superficiales, a continuación, un pig raspador que

va a remover gradualmente las acumulaciones solidificadas y finalmente, un pig

inteligente que realiza un barrido total de las tuberías y al mismo tiempo proporciona

información del estado mecánico de las mismas.

El diámetro y tipo de pig se determinó en base a información bibliográfica,

requiriendo un pollypig, un pig raspador y un pig inteligente de 4”, 6” y 8”,

respectivamente, para la línea PLAN-PLAB; 6”, 8”-10” y 14” para la línea PLAB-

PLA A, 8”, 10”-12” y 16” para la línea PLA A-ZPF, 6”, 8” y 10” para la línea PLAC-

ZPF, y pigs de 6”, 8” y 10” para la línea PLAD-ZPF.

Se plantean dos propuestas para la optimización de producción en la estación ZPF.

La primera, llevar a cabo la limpieza progresiva de las líneas y la construcción del

acumulador en las facilidades de producción. La segunda, cambiar las líneas

unificadas, PLA-N, PLA-B y PLA-A, por líneas que vayan desde cada plataforma a

la estación, de forma directa.

Las propuestas de optimización planteadas son viables técnica y económicamente.

La primera, tendría un costo de aproximadamente 510.000 USD y un incremento en

la producción de 72 BPPD, que, con el actual precio del petróleo ecuatoriano, la

118

inversión se recuperaría en 1 año y 7 meses. Mientras que la segunda propuesta

tendría un costo más elevado, 4’800.000 USD, pero genera un incremento en la

producción de 2000 BPPD aproximadamente, que con el actual precio del petróleo

se recuperaría en apenas 6 meses.

6.2. Recomendaciones

Es recomendable realizar limpiezas periódicas en los equipos de superficie,

especialmente en las líneas de flujo. Se requiere una limpieza mecánica al menos

una vez al año para mantener el estado original de las líneas.

Para la limpieza mecánica de las líneas, es recomendable correr pigs inteligentes ya

que se puede tener una mejor eficiencia de limpieza y una mayor remoción de

sólidos. Estos pigs, a la vez, proporcionan datos fiables de las condiciones internas

de las líneas.

Se recomienda validar el diseño del acumulador con un Software comercial

Se recomienda pasar todo el flujo a través de un solo FWKO, ya que la producción

actual (57.000 BFPD aprox.) no supera la capacidad de diseño (65.000 BFPD)

Es recomendable establecer rutinas de inspección periódica en los equipos y las

líneas de flujo y elaborar un plan de monitoreo y control para prevención de roturas

en las líneas y equipos, por corrosión en los puntos bajos de las tuberías, producto

de la acidez debido a la alta concentración de dióxido de carbono en el crudo.

119

ANEXOS

ANEXO 1: Modulación en Pipesim de la primera propuesta: limpieza de líneas e

implementación del acumulador

Ajuste de red

Datos obtenidos

120

ANEXO 2: Modulación en Pipesim de la segunda propuesta: cambio a líneas directas

Ajuste de red

Datos obtenidos

121

ANEXO 3: Cálculo de las propiedades de la mezcla

POZO Pcabeza BFPD BSW API GOR Tcabeza densidad Masa Masas totalesVolumentotal

Densidadtotal

Densidad relativa API total

PLAA-016H 121 2141,2 98 26,8 6619 177 893,87 1913959,572011217,486 2245,4 895,71 0,895705659 26,5

PLAA-030BT 125 104,2 40 20,1 2198 89 933,38 97257,91557

PLAB-002H 95 2650 96 23,5 852 191 912,90 2419193,548

11943534,31 13246 901,67 0,901671019 25,4PLAB-003H 120 3767 95 26 1056 151 898,41 3384320,635PLAB-009H 140 3474 95 25,9 1005 201 898,98 3123068,615PLAB-010S1H 122 924 92 26 935 165 898,41 830133,3333PLAB-036HS1H 140 2431 95 25,8 909 129 899,55 2186818,182

PLAC-004H 120 1280 77 26 572 163 898,41 1149968,254

13622744,48 15278 891,66 0,891657578 27,2

PLAC-013S1H 120 1412 93 27,6 1040 159 889,38 1255801,383PLAC-017H 90 2085 95 27 1359 173 892,74 1861372,24PLAC-039H 174 4223 94 26,6 1928 184 895,00 3779598,355PLAC-040H 120 1000 71 26,5 452 144 895,57 895569,6203PLAC-046H 167 5193 94 28,1 564 199 886,59 4604069,549PLAC-048H 2200 85 2,1 26 552 150 898,41 76365,07937

PLAD-012H 92 2463 97 26 1483 190 898,41 2212790,476

20825968,97 23293 894,09 0,894087021 26,8

PLAD-023H 100 1790 99 27,4 1283 190 890,50 1593989,931PLAD-024H 130 2045 91 26,5 1200 176 895,57 1831439,873PLAD-028H 120 2163 91 26,9 1215 198 893,31 1932225,379PLAD-032H 110 1841 92 26,5 1639 172 895,57 1648743,671PLAD-033H 142 5992 92 26,8 1677 187 893,87 5356083,386PLAD-034H 168 4891 97 27 2699 198 892,74 4366413,249PLAD-42AH 107 2108 94 26,8 1439 168 893,87 1884283,007

PLAN-049S1H 180 357 67 25,7 437 184 900,13 321345,4198

3415779,95 3797,2 899,55 0,8996 25,8

PLAN-050HR 315 113 3 28 625 168 887,15 100247,6489PLAN-051HBT 253 452 1 25,8 258 155 899,55 406598,8557PLAN-052H 208 311 4 26,4 217 187 896,14 278698,5434PLAN-053H 138 662 1 24,2 286 176 908,80 601624,9197PLAN-054H 187 295,2 40 25,3 818 170 902,42 266395,4082PLAN-055BT 205 116 1 25 539 150 904,15 104881,7891PLAN-056H 235 319 52 24,4 249 180 907,63 289534,9583PLAN-057BT 169 321 3 28 475 165 887,15 284774,2947PLAN-058H 238 635 76 26,9 423 178 893,31 567250,6313

PLAN-059H 172 216 3 25,7 232 182 900,13 194427,4809

TOTAL 57859,6 51819245,2 895,6032 0,89560324 26,494069

122

ANEXO 4: Análisis económico

Primera propuesta. Caso base

Ítem/ año0

(Inversiones)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Producción de petróleo (Bbl/año) $ 8.598,42 $ 23.291,20 $ 21.159,22 $ 19.222,39 $ 17.462,85 $ 15.864,37 $ 14.412,21 $ 13.092,97Producción de agua (Bbl/año) $ 39.083,72 $ 181.962,50 $ 281.372,57 $ 433.913,94 $ 671.647,98 $1.057.624,57 $1.619.349,21 $ 2.618.594,47Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 52,75 $ 66,89 $ 73,78 $ 76,96 $ 79,22 $ 80,38 $ 82,23 $ 83,27

Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 49,68 $ 63,82 $ 70,71 $ 73,89 $ 76,15 $ 77,31 $ 79,16 $ 80,20

Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05

Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10

Ingreso disponible ($/Bbl) $ 47,94 $ 62,08 $ 68,97 $ 72,15 $ 74,41 $ 75,57 $ 77,42 $ 78,46Ingreso total ($/año) $ 12.245,42 $1.445.870,63 $1.459.325,86 $1.386.949,81 $1.299.468,46 $1.198.793,79 $1.115.761,64 $ 1.027.288,75

Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40Costos de petróleo producido sin

tratamiento de agua ($/año)$ 69.647,18 $ 188.658,72 $ 171.389,66 $ 155.701,34 $ 141.449,06 $ 128.501,39 $ 116.738,88 $ 106.053,08

Costo de tratamiento de agua($/año)

$ 15.633,49 $ 72.785,00 $ 112.549,03 $ 173.565,58 $ 268.659,19 $ 423.049,83 $ 647.739,69 $ 1.047.437,79

Costos de limpieza ($) $ 105.000,00Diseño y construcción de

acumulador$ 320.000,00

Contingencias $ 85.000,00Egresos ($/año) $ 510.000,00 $ 85.280,67 $ 261.443,72 $ 283.938,69 $ 329.266,92 $ 410.108,26 $ 551.551,21 $ 764.478,57 $ 2.063.872,55

Flujo de fondos ($/año) (510.000,00) $ 326.964,76 $1.184.426,90 $1.175.387,17 $1.057.682,89 $ 889.360,20 $ 647.242,57 $ 351.283,07 $(1.036.583,80)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Flujo acumulado $(510.000,00) $(183.035,24) $1.001.391,66 $2.176.778,83 $3.234.461,72 $4.123.821,92 $4.771.064,50 $5.122.347,56 $ 4.085.763,76

Tasa de descuento 12%VAN $2.807.748,57

PRI (años) 1,6B/C 1,8

123

Primera propuesta. Caso optimista

Ítem/ año0

(Inversiones)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Producción de petróleo (Bbl/año) $ 8.598,42 $ 23.291,20 $ 21.159,22 $ 19.222,39 $ 17.462,85 $ 15.864,37 $ 14.412,21 $ 13.092,97Producción de agua (Bbl/año) $ 39.083,72 $ 181.962,50 $ 281.372,57 $ 433.913,94 $ 671.647,98 $ 1.057.624,57 $ 1.619.349,21 $ 2.618.594,47Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 101,47 $ 117,03 $ 134,45 $ 142,17 $ 148,31 $ 153,78 $ 158,45 $ 161,68

Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 98,40 $ 113,96 $ 131,38 $ 139,10 $ 145,24 $ 150,71 $ 155,38 $ 158,61

Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05

Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10

Ingreso disponible ($/Bbl) $ 96,66 $ 112,22 $ 129,64 $ 137,36 $ 143,50 $ 148,97 $ 153,64 $ 156,87Ingreso total ($/año) $831.123,50 $2.613.808,85 $2.743.037,30 $2.640.441,69 $2.505.971,60 $ 2.363.332,39 $ 2.214.362,40 $ 2.053.945,02

Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40Costos de petróleo producido sin

tratamiento de agua ($/año)$ 69.647,18 $ 188.658,72 $ 171.389,66 $ 155.701,34 $ 141.449,06 $ 128.501,39 $ 116.738,88 $ 106.053,08

Costo de tratamiento de agua($/año)

$ 15.633,49 $ 72.785,00 $ 112.549,03 $ 173.565,58 $ 268.659,19 $ 423.049,83 $ 647.739,69 $ 1.047.437,79

Costos de limpieza ($) $ 105.000,00Diseño y construcción de

acumulador$ 320.000,00

Contingencias $ 85.000,00Egresos ($/año) $ 510.000,00 $ 85.280,67 $ 261.443,72 $ 283.938,69 $ 329.266,92 $ 410.108,26 $ 551.551,21 $ 764.478,57 $ 2.063.872,55

Flujo de fondos ($/año) $(510.000,00) $745.842,83 $2.352.365,13 $2.459.098,61 $2.311.174,77 $2.095.863,35 $ 1.811.781,18 $ 1.449.883,83 $ (9.927,53)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Flujo acumulado$

(510.000,00)$235.842,83 $2.588.207,96 $5.047.306,58 $7.358.481,35 $9.454.344,69 $11.266.125,87 $12.716.009,70 $12.706.082,17

Tasa de descuento 12%VAN $8.009.351,48

PRI (años) 0,7B/C 3,4

124

Primera propuesta. Caso pesimista

Ítem/ año0

(Inversiones)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Producción de petróleo (Bbl/año) $ 8.598,42 $ 23.291,20 $ 21.159,22 $ 19.222,39 $ 17.462,85 $ 15.864,37 $ 14.412,21 $ 13.092,97Producción de agua (Bbl/año) $ 39.083,72 $ 181.962,50 $281.372,57 $433.913,94 $671.647,98 $1.057.624,57 $1.619.349,21 $ 2.618.594,47Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 25,89 $ 28,24 $ 31,18 $ 31,47 $ 31,78 $ 32,01 $ 32,36 $ 32,18

Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 22,82 $ 25,17 $ 28,11 $ 28,40 $ 28,71 $ 28,94 $ 29,29 $ 29,11

Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05

Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10

Ingreso disponible ($/Bbl) $ 21,08 $ 23,43 $ 26,37 $ 26,66 $ 26,97 $ 27,20 $ 27,55 $ 27,37Ingreso total ($/año) $ 181.233,08 $ 545.753,17 $558.028,42 $512.411,29 $470.934,51 $ 431.589,16 $ 397.115,33 $ 358.387,32

Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40Costos de petróleo producido sin

tratamiento de agua ($/año)$ 69.647,18 $ 188.658,72 $171.389,66 $155.701,34 $141.449,06 $ 128.501,39 $ 116.738,88 $ 106.053,08

Costo de tratamiento de agua($/año)

$ 15.633,49 $ 72.785,00 $112.549,03 $173.565,58 $268.659,19 $ 423.049,83 $ 647.739,69 $ 1.047.437,79

Costos de limpieza ($) $ 105.000,00Diseño y construcción de

acumulador$ 320.000,00

Contingencias $ 85.000,00Egresos ($/año) $ 510.000,00 $ 85.280,67 $ 261.443,72 $283.938,69 $329.266,92 $410.108,26 $ 551.551,21 $ 764.478,57 $ 2.063.872,55

Flujo de fondos ($/año) $(510.000,00) $ 95.952,42 $ 284.309,44 $274.089,73 $183.144,37 $ 60.826,25 $(119.962,05) $(367.363,24) $(1.705.485,23)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8Flujo acumulado $(510.000,00) $(414.047,58) $(129.738,14) $144.351,59 $327.495,96 $388.322,21 $ 268.360,16 $ (99.003,08) $(1.804.488,31)

Tasa de descuento 12%VAN ($767.450,65)

PRI (años) 5,3B/C 0,7

125

Segunda propuesta. Caso base

Ítem/ año 0 (Inversiones) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Producción de petróleo (Bbl/año) $ 242.206,55 $ 658.096,17 $ 597.856,69 $ 543.131,29 $ 493.415,23 $ 448.249,98 $ 407.218,98 $ 369.943,79Producción de agua (Bbl/año) $1.100.938,86 $5.141.376,30 $7.950.221,89 $12.260.299,91 $18.977.508,83 $29.883.332,06 $45.754.941,34 $73.988.757,62Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 52,75 $ 66,89 $ 73,78 $ 76,96 $ 79,22 $ 80,38 $ 82,23 $ 83,27Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 49,68 $ 63,82 $ 70,71 $ 73,89 $ 76,15 $ 77,31 $ 79,16 $ 80,20Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10Ingreso disponible ($/Bbl) $ 47,94 $ 62,08 $ 68,97 $ 72,15 $ 74,41 $ 75,57 $ 77,42 $ 78,46Ingreso total ($/año) $11.612.432,44 $40.853.279,33 $41.233.458,81 $ 39.188.463,16 $ 36.716.665,36 $ 33.872.088,25 $ 31.526.003,09 $ 29.026.189,15Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40Costos de petróleo producido sintratamiento de agua ($/año)

$ 1.961.873,05 $ 5.330.578,95 $ 4.842.639,16 $ 4.399.363,42 $ 3.996.663,36 $ 3.630.824,85 $ 3.298.473,72 $ 2.996.544,68

Costo de tratamiento de agua($/año)

$ 440.375,54 $ 2.056.550,52 $ 3.180.088,76 $ 4.904.119,97 $ 7.591.003,53 $ 11.953.332,83 $ 18.301.976,53 $ 29.595.503,05

Costos de limpieza ($) $ -Implementación de líneas nuevas $ 4.000.000,00Contingencias $ 800.000,00Egresos ($/año) $ 4.800.000,00 $ 2.402.248,60 $ 7.387.129,47 $ 8.022.727,91 $ 9.303.483,38 $ 11.587.666,89 $ 15.584.157,67 $ 21.600.450,26 $ 48.698.309,73

Flujo de fondos ($/año) $(4.800.000,00) $ 9.210.183,84 $33.466.149,87 $33.210.730,90 $ 29.884.979,78 $ 25.128.998,47 $ 18.287.930,58 $ 9.925.552,83$(19.672.120,58)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8Flujo acumulado $(4.800.000,00) $ 4.410.183,84 $37.876.333,71 $71.087.064,61 $100.972.044,38 $126.101.042,86 $144.388.973,44 $154.314.526,27 $134.642.405,69

Tasa de descuento 12%VAN $92.802.255,24PRI (años) 0,5B/C 2,0

126

Segunda propuesta. Caso optimista

Ítem/ año 0 (Inversiones) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Producción de petróleo (Bbl/año) $ 242.206,55 $ 658.096,17 $ 597.856,69 $ 543.131,29 $ 493.415,23 $ 448.249,98 $ 407.218,98Producción de agua (Bbl/año) $ 1.100.938,86 $ 5.141.376,30 $ 7.950.221,89 $ 12.260.299,91 $ 18.977.508,83 $ 29.883.332,06 $ 45.754.941,34Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 101,47 $ 117,03 $ 134,45 $ 142,17 $ 148,31 $ 153,78 $ 158,45Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 98,40 $ 113,96 $ 131,38 $ 139,10 $ 145,24 $ 150,71 $ 155,38Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10Ingreso disponible ($/Bbl) $ 96,66 $ 112,22 $ 129,64 $ 137,36 $ 143,50 $ 148,97 $ 153,64Ingreso total ($/año) $23.411.698,41 $73.853.539,23 $ 77.504.907,42 $ 74.606.053,79 $ 70.806.582,45 $ 66.776.291,39 $ 62.567.123,21Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40Costos de petróleo producido sintratamiento de agua ($/año)

$ 1.961.873,05 $ 5.330.578,95 $ 4.842.639,16 $ 4.399.363,42 $ 3.996.663,36 $ 3.630.824,85 $ 3.298.473,72

Costo de tratamiento de agua($/año)

$ 440.375,54 $ 2.056.550,52 $ 3.180.088,76 $ 4.904.119,97 $ 7.591.003,53 $ 11.953.332,83 $ 18.301.976,53

Implementación de líneas nuevas $ 4.000.000,00Contingencias $ 800.000,00Egresos ($/año) $ 4.800.000,00 $ 2.402.248,60 $ 7.387.129,47 $ 8.022.727,91 $ 9.303.483,38 $ 11.587.666,89 $ 15.584.157,67 $ 21.600.450,26Flujo de fondos ($/año) $ (4.800.000,00) $21.009.449,81 $66.466.409,76 $ 69.482.179,50 $ 65.302.570,40 $ 59.218.915,56 $ 51.192.133,72 $ 40.966.672,95

Año 0 1 2 3 4 5 6 7

Flujo acumulado$(4.800.000,00)

$16.209.449,81 $82.675.859,57 $152.158.039,08 $217.460.609,48 $276.679.525,04 $327.871.658,76 $368.838.331,72

Tasa de descuento 12%VAN $239.741.966,45PRI (años) 0,2B/C 3,9

127

Segunda propuesta. Caso pesimista

Ítem/ año 0 (Inversiones) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Producción de petróleo (Bbl/año) $ 242.206,55 $ 658.096,17 $ 597.856,69 $ 543.131,29 $ 493.415,23 $ 448.249,98 $ 407.218,98

Producción de agua (Bbl/año) $ 1.100.938,86 $ 5.141.376,30 $ 7.950.221,89 $12.260.299,91 $18.977.508,83 $29.883.332,06 $ 45.754.941,34Precio del crudo WTI ($/Bbl) $ 25,89 $ 28,24 $ 31,18 $ 31,47 $ 31,78 $ 32,01 $ 32,36

Diferencial ($/Bbl) $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07 $ 3,07Precio del crudo Oriente ($/Bbl) $ 22,82 $ 25,17 $ 28,11 $ 28,40 $ 28,71 $ 28,94 $ 29,29

Ley 10 ($/Bbl) $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00 $ 1,00Ley 40 ($/Bbl) $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05 $ 0,05

Costo de transporte ($/Bbl) $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59 $ 0,59Costo de comercialización ($/Bbl) $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10 $ 0,10

Ingreso disponible ($/Bbl) $ 21,08 $ 23,43 $ 26,37 $ 26,66 $ 26,97 $ 27,20 $ 27,55Ingreso total ($/año) $ 5.105.106,85 $15.420.333,00 $15.767.172,15 $14.478.253,41 $13.306.321,25 $12.194.612,94 $ 11.220.550,00

Costo de petróleo producido ($/B) $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10 $ 8,10Costo de tratamiento de agua ($/B) $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40 $ 0,40

Costos de petróleo producido sin tratamientode agua ($/año)

$ 1.961.873,05 $ 5.330.578,95 $ 4.842.639,16 $ 4.399.363,42 $ 3.996.663,36 $ 3.630.824,85 $ 3.298.473,72

Costo de tratamiento de agua ($/año) $ 440.375,54 $ 2.056.550,52 $ 3.180.088,76 $ 4.904.119,97 $ 7.591.003,53 $11.953.332,83 $ 18.301.976,53Implementación de líneas nuevas $ 4.000.000,00

Contingencias $ 800.000,00Egresos ($/año) $ 4.800.000,00 $ 2.402.248,60 $ 7.387.129,47 $ 8.022.727,91 $ 9.303.483,38 $11.587.666,89 $15.584.157,67 $ 21.600.450,26

Flujo de fondos ($/año) $(4.800.000,00) $ 2.702.858,26 $ 8.033.203,53 $ 7.744.444,24 $ 5.174.770,03 $ 1.718.654,36$

(3.389.544,73)$(10.379.900,26)

Año 0 1 2 3 4 5 6 7Flujo acumulado $(4.800.000,00) $(2.097.141,74) $ 5.936.061,79 $13.680.506,03 $18.855.276,05 $20.573.930,42 $17.184.385,69 $ 6.804.485,43

Tasa de descuento 12%VAN ($8.197.682,69)

PRI (años) 1,8B/C 0,8

128

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