UNIVERSIDAD DEL ISTMO

APLICACIN DE LA METODOLOGA VCD A UN CAMPO PETROLERO PARA LA SELECCIN DE LA INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIN PTIMA

TESIS PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRLEOS

PRESENTA Juan Luis Aranjo Cartas

DIRECTOR DE TESIS Ing. ngel Roberto Alamilla Garca ASESOR EXTERNO M.C. Ivn Galvn Yescas

Santo Domingo Tehuantepec, Abril de 2010.

Agradecimientos

Agradecimientos

A mis padres Juan Jos Aranjo Ordaz y Sonia Cartas Canseco por su apoyo incondicional. A mis hermanos Jos Roberto, Ricardo Eli, Cinthya Coral y Said Yosimar. A mis asesores M.C. Ivn Galvn Yescas e Ing. ngel Roberto Alamilla Garca por sus consejos. A mis profesores de la carrera de Ingeniera de Petrleos por sus enseanzas. A mis compaeros de la Universidad del Istmo por su amistad. Al departamento de Instalaciones Superficiales de Produccin del Instituto Mexicano del Petrleo por las facilidades otorgadas.

ndicePgina Captulo I. Introduccin..1 Resumen...............1 1.1 Introduccin.............2 1.2 Objetivos...............3 1.3 Justificacin..............4 1.4 Alcance..5 Captulo II. Produccin de hidrocarburos...6 Resumen...............6 2.1 Etapas de explotacin de hidrocarburos.............7 2.1.1 Produccin primaria....7 2.1.2 Sistemas artificiales de produccin....8 2.1.3 Recuperacin secundaria y mejorada.13 2.2 Sistema integral de produccin...16 2.2.1 Flujo en el yacimiento.17 2.2.2 Flujo en tuberas..19 2.2.2.1 Flujo monofsico...........20 2.2.2.2 Flujo multifsico ...........23 2.2.3 Flujo en estranguladores....30 2.3 Instalaciones superficiales de produccin.............32 2.3.1 Sistemas de recoleccin..............33 2.3.2 Sistemas de transporte....34 2.3.3 Sistemas de procesamiento....36 Captulo III. Metodologa VCD..........40 Resumen............40 3.1 Antecedentes.....41

ndicePgina 3.2 Etapas de la metodologa VCD........42 3.2.1 Visualizacin............44 3.2.2 Conceptualizacin...44 3.2.3 Definicin..............45 3.3 Sinergias en E&P.............46 Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCD...49 Resumen..............49 4.1 Descripcin del campo petrolero.50 4.2 Infraestructura de explotacin existente.50 4.3 Perfiles probabilsticos de produccin P10, P50 y P90..............52 4.4 Visualizacin. Identificacin de escenarios de explotacin.58 4.4.1 Matriz de escenarios de pozos fluyentes..58 4.5 Conceptualizacin. Evaluacin tcnica de los escenarios preseleccionados en visualizacin con la opcin pozos fluyentes80 4.5.1 Conceptualizacin. Simulacin de la red de transporte del campo A............81 4.5.1.1 Modelado de la infraestructura de explotacin actual.81 4.5.1.2 Modelado de la infraestructura de explotacin futura.....85 4.5.2 Matriz de escenarios preseleccionados en la etapa de visualizacin para la opcin pozos fluyentes............87 4.6 Anlisis econmico de los escenarios ms factibles para la opcin pozos fluyentes107 4.7 Visualizacin. Matriz de escenarios de sistemas artificiales de produccin...............................................................................................................................109 4.8 Visualizacin. Matriz de escenarios de sistemas de recuperacin secundaria.............122 4.9. Conceptualizacin. Evaluacin tcnica de los escenarios preseleccionados en visualizacin para la opcin sistemas artificiales de produccin.............129

ndicePgina 4.10 Conceptualizacin. Evaluacin tcnica de los escenarios preseleccionados en visualizacin para la opcin sistemas de recuperacin secundaria.138 4.11 Anlisis econmico de los escenarios ms factibles para sistemas artificiales de produccin y sistemas de recuperacin secundaria...142 4.12 Definicin. Consideraciones generales de la ingeniera bsica de los escenarios seleccionados....144 4.12.1 Bases de usuario.....144 4.12.2 Automatizacin y control.....148 4.12.3 Seguridad Industrial y proteccin ambiental....149 Captulo V. Resultados..............151 5.1 Resultados..........152 5.1.2 Pozos fluyentes................152 5.1.3 Sistemas artificiales de produccin y sistemas de recuperacin secundaria....153

Conclusiones...155 ndice de tablas...157 ndice de figuras.....159 Referencias..161

Captulo I. Introduccin

Captulo I. IntroduccinResumen En este captulo se definen los objetivos, la justificacin y el alcance del presente trabajo de tesis. Como introduccin se muestra un panorama general de la problemtica que existe en la industria petrolera para administrar proyectos de explotacin de hidrocarburos, se plantea adems el nuevo enfoque que la industria ha adquirido, en el cual, cada disciplina trabaja en forma coordinada y que se beneficia con la adopcin y aplicacin de metodologas de planeacin y administracin de proyectos tales como la metodologa VCD.

1

Captulo I. Introduccin1.1 Introduccin. El desarrollo de un campo petrolero es de los proyectos que ms requieren de inversin de capital en el mundo moderno de los negocios. El objetivo de las empresas petroleras es maximizar sus ganancias, sin embargo en un clima comercial competitivo, resulta prcticamente imposible generar beneficios econmicos sin que exista cierta exposicin al riesgo. El grado de riesgo se puede reducir gracias a la informacin que proporcionan los avances tecnolgicos que se han generado en el rea de Exploracin y Produccin (E&P), por ejemplo, los levantamientos ssmicos 3D, la simulacin numrica de yacimientos, entre otros estudios. En la industria petrolera convergen varias disciplinas, las ms importantes para el rea de E&P, son la Geofsica, la Geologa, la Ingeniera de Yacimientos, la Ingeniera de Perforacin, la Ingeniera de Instalaciones y la Ingeniera Econmica. Tradicionalmente la industria petrolera ha administrado sus proyectos de explotacin bajo un enfoque que sigue una trayectoria de trabajo secuencial, en el cual, cada disciplina evala el campo petrolero desde su particular punto de vista, es decir, trabaja en forma aislada, por tanto, este enfoque es incapaz de modelar todos los componentes del sistema de produccin (desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales) en forma simultnea [1]. Como consecuencia, los ingenieros no toman en consideracin todos los escenarios de explotacin potenciales, lo que a menudo se traduce en toma de decisiones no ptimas, adems se tiene el inconveniente del tiempo para pasar del anlisis de una disciplina a otra, que puede llevar meses e incluso aos. En aos recientes han aparecido nuevas metodologas para la administracin de yacimientos, entre ellas, destaca la metodologa FEL, Front End Loading, por sus siglas en ingls, en los pases de habla hispana la metodologa lleva por nombre VCD (visualizacin, conceptualizacin y definicin).

2

Captulo I. IntroduccinLa metodologa VCD implica la creacin de un grupo de trabajo multidisciplinario que desempee sus actividades en forma coordinada desde el principio del ciclo de vida de los proyectos de explotacin, basado en tecnologas para anlisis de escenarios con mtodos estocsticos, tecnologas de optimizacin y aplicacin de estndares industriales de E&P principalmente. Cada disciplina, de acuerdo a sus roles y responsabilidades, plantea escenarios y los evala, pero la decisin final acerca de cul es la mejor estrategia de explotacin de un campo, es decir, el plan de ejecucin del proyecto la toma el grupo multidisciplinario de trabajo. En el presente trabajo se desarrollar un estudio VCD, desde el punto de vista del rea de instalaciones de produccin, con el fin de seleccionar la infraestructura de explotacin ptima de un campo petrolero. Se plantearn los escenarios potenciales para el manejo de la produccin del campo y, en base a un anlisis tcnico-econmico se seleccionar el escenario ptimo y, por ende, la infraestructura de explotacin ptima que requiere el campo. El objeto de estudio del rea de instalaciones de produccin es el sistema integral de produccin, que contempla, principalmente, los sistemas de transporte y recoleccin de hidrocarburos y el proceso de separacin de los fluidos producidos. 1.2 Objetivos Objetivo general Implementar la metodologa VCD a un campo petrolero, desde el punto de vista del rea de instalaciones de produccin, para seleccionar la infraestructura de explotacin ptima para el manejo de la produccin y obtener su diseo conceptual, en cada una de las etapas de explotacin por las que pasa un yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de produccin y recuperacin secundaria, apoyado en el simulador de flujo multifsico en tuberas Pipephase 9.2 de la compaa Invensys.

3

Captulo I. IntroduccinObjetivos especficos Realizar la descripcin de las etapas del proceso de explotacin por las que pasa un yacimiento: pozos fluyentes, sistemas artificiales de produccin y recuperacin secundaria y mejorada. Describir los conceptos y ecuaciones bsicas que modelan el flujo de hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Identificar los escenarios de explotacin potenciales, as como los riesgos inherentes a cada escenario. Evaluar tcnica y econmicamente cada uno de los escenarios factibles y seleccionar el escenario de explotacin ptimo. Realizar una descripcin en forma general de los aspectos a considerar durante la ejecucin del proyecto, como son: bases de usuario para la construccin de la infraestructura, automatizacin y control, seguridad industrial y proteccin ambiental. 1.3 Justificacin Un gran nmero de empresas petroleras enfrentan problemas al momento de administrar sus proyectos, algunos de los problemas ms comunes son: Los estimados de costos y tiempos de ejecucin generados en la planeacin que difieren de los costos y tiempos de ejecucin reales. Las actividades ejecutadas no estn en el plan de ejecucin del proyecto. Riesgos encontrados en las fases de ejecucin y operacin del proyecto.

Estos problemas ocurren porque se evalan escenarios sin opciones y adems no se consideran las interdependencias entre los componentes del subsuelo con los de la superficie. Al ser los montos de inversin en la industria petrolera tan grandes, estos problemas reducen notablemente la rentabilidad de los proyectos e incluso pueden generar grandes prdidas econmicas para las empresas. La metodologa VCD fundamenta su aplicacin en que la creacin de valor se encuentra al inicio, durante el periodo de anlisis intelectual de los proyectos y no4

Captulo I. Introduccindurante su ejecucin y operacin. Cuando este anlisis intelectual es bien desarrollado se obtienen mejoras en los ndices de costos, cronograma de ejecucin y desempeo operacional. Por esto, es fundamental para el ingeniero involucrado con el rea de instalaciones de produccin de hidrocarburos comprender el procedimiento y los criterios de la metodologa VCD aplicada a la seleccin y diseo de infraestructura de explotacin de hidrocarburos. 1.4 Alcance Para el presente estudio de aplicacin de la metodologa VCD, el alcance fue planteado hasta la seleccin del mejor escenario de explotacin, en la etapa de conceptualizacin.

5

Captulo II. Produccin de hidrocarburos

Captulo II. Produccin de hidrocarburos.Resumen En este captulo se muestran los fundamentos de la produccin de hidrocarburos en cada una de las etapas de explotacin por las que pasa un campo. De igual manera se describen los principales sistemas artificiales de produccin y algunos conceptos y definiciones bsicas acerca del sistema integral de produccin que nos permiten comprender el fenmeno del flujo de hidrocarburos del yacimiento hacia la superficie.

6

Captulo II. Produccin de hidrocarburos2.1 Etapas de explotacin de hidrocarburos Las operaciones de recuperacin de petrleo han sido subdivididas tradicionalmente en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. Histricamente, estas etapas describen la produccin de un yacimiento como una secuencia cronolgica, esto no siempre se cumple, ya que en ocasiones las operaciones de produccin no se llevan a cabo en el orden especificado. 2.1.1 Produccin primaria La produccin primaria resulta de la utilizacin de las fuentes de energa natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos. A esta etapa se le conoce tambin como de flujo natural. Las fuentes de energa natural estn representadas por el o los mecanismos de empuje presentes en el yacimiento, el comportamiento de los fluidos en el yacimiento esta determinado en gran medida por el mecanismo de empuje. Existen bsicamente seis tipos de mecanismo de empuje que proporcionan la energa necesaria para la recuperacin de hidrocarburos en la etapa de produccin primaria [2]: Empuje por expansin del sistema roca-fluidos. Empuje por gas en solucin. Empuje por expansin del casquete de gas. Empuje hidrulico. Empuje por segregacin gravitacional. Empuje combinado.

En la etapa de produccin primaria a los pozos se les llama pozos fluyentes, que desde el punto de vista de produccin, se definen como los pozos que son capaces de vencer las cadas de presin a travs de la trayectoria de flujo desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales de produccin con la energa propia del yacimiento [3]. Los elementos que representan cadas de presin en dicha trayectoria de flujo son: el medio poroso, la tubera de produccin, el estrangulador y la lnea de descarga.

7

Captulo II. Produccin de hidrocarburosDebido a la extraccin de fluidos ocurre el proceso de depletacin, es decir, la presin del yacimiento declina a causa de la explotacin constante de hidrocarburos. Cuando la presin natural de un yacimiento no es suficiente para que el pozo fluya o el gasto de produccin deseado sea mayor que lo que la energa del yacimiento puede aportar, es necesario recurrir a algn Sistema Artificial de Produccin (SAP) que proporcione la energa para llevar los hidrocarburos a la superficie. Tpicamente solo el 10% del petrleo original en el lugar se produce durante la etapa de recuperacin primaria [4]. 2.1.2 Sistemas artificiales de produccin Existen varias tcnicas disponibles para asistir en el levantamiento de los fluidos a la superficie. Todas estas tcnicas en su conjunto reciben el nombre de sistemas artificiales de produccin. Los SAP son equipos adicionales a la infraestructura de un pozo, que suministran energa adicional a los fluidos producidos por el yacimiento desde una profundidad determinada. El propsito de los SAP es mantener una presin de fondo baja de tal modo que la formacin pueda aportar el gasto de produccin deseado [5]. La instalacin de los sistemas artificiales de produccin, obedece a razones econmicas y tcnicas. Antes de instalar un sistema artificial de produccin es conveniente hacer un estudio econmico que compare todos los sistemas artificiales bajo las siguientes premisas: inversin inicial, vida til del sistema, costos de operacin, produccin esperada, costos y duracin de intervenciones a pozos, produccin diferida por intervenciones y estadstica de fallas de los sistemas. Los principales sistemas artificiales de produccin son: Bombeo Neumtico. Bombeo Mecnico. Bombeo Electrocentrfugo. Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. Bombeo Hidrulico.

8

Captulo II. Produccin de hidrocarburosBombeo Neumtico (BN). El bombeo neumtico proporciona energa artificial al pozo eumtico para producir mediante la inyeccin de gas por debajo de la columna de fluido. El 40% de los pozos en Mxico que utilizan algn sistema artificial de produccin operan con roduccin este sistema [6]. El gas inyectado provoca que disminuya la densidad de la columna de fluido y reduce la presin de fondo, permitiendo a la presin del yacimiento mover de mayor cantidad de fluidos hacia el fondo del pozo. El bombeo neumtico es un mtodo eumtico de levantamiento de fluidos donde se utiliza gas a una presin relativamente alta (250 lbf/in2 mnima) como medio de aligeramiento a travs de un proceso mecnico [5]. El sistema de bombeo neumtico requiere de equipo superficial y equipo subsuperficial. eumtico e Los elementos principales que conforman e sistema de bombeo neumtico son (fig. el n 2.1): Suministro de gas. Red de B.N. y compresor a boca de pozo. Medicin y control de la inyeccin de gas. Vlvulas de inyeccin y mandriles. m Separacin de gas y aceite. Medicin de los fluidos producidos.

Figura 2.1 Esquema de bombeo neumtico [6]. .9

Captulo II. Produccin de hidrocarburosEl gas inyectado mueve el fluido hasta la superficie por una de las siguientes causas o su combinacin: Reduciendo la presin que ejerce la carga del fluido sobre la formacin por la disminucin de la densidad del fluido. Expansin del gas inyectado y el desplazamiento de fluido.

El grado que alcance cada uno de estos mecanismos afectar el gasto de produccin del pozo, los cuales a su vez dependern del mtodo de bombeo neumtico aplicado. El bombeo neumtico puede clasificarse como: bombeo neumtico contino y bombeo neumtico intermitente. El bombeo neumtico continu se basa en la inyeccin constante de gas en el pozo productor a travs de una vlvula de fondo, tal como se observa en la fig. 2.1. La instalacin puede ser diseada de tal forma que permita la inyeccin de gas, ya sea en el espacio anular o bien, en el interior de la tubera de produccin. La columna de fluido por encima del punto de inyeccin es aligerada por la aereacin causada por la relativa baja densidad del gas. La disminucin resultante en la presin de fondo causa un incremento en el gasto de produccin. El bombeo neumtico intermitente consiste en producir peridicamente determinado volumen de aceite, impulsado por el gas que se inyecta a alta presin. El gas propulsor puede ser inyectado en un slo punto bajo la columna del fluido o bien, en puntos mltiples de inyeccin, un regulador en la superficie controla el tiempo de cada ciclo de inyeccin- produccin [7]. Existen diversos tipos de vlvulas que se emplean en las operaciones de bombeo neumtico. La principal funcin de estas vlvulas es la de controlar la cantidad de gas que se inyecta para levantar la columna de fluido hacia la superficie. Generalmente estas se distinguen por su sensibilidad a las presiones de cierre o apertura, tanto en la tubera de revestimiento como en la tubera de produccin. Las vlvulas comnmente empleadas son: vlvulas operadas por presin, vlvulas operadas por fluidos y vlvulas reguladoras.

10

Captulo II. Produccin de hidrocarburosBombeo Mecnico (BM). Este sistema consiste en instalar en el fondo de la tubera de produccin una bomba subsuperficial, la cual succiona el aceite debido al movimiento reciprocante de un embolo que se desplaza en forma ascendente y descendente en el interior de la bomba al ser puesto en operacin desde la superficie por medio de un mecanismo conocido como unidad de bombeo mecnico. La unidad de bombeo mecnico trabaja con la energa proporcionada por un motor elctrico o de combustin interna. El sistema de bombeo mecnico es recomendable emplearlo en pozos que presentan las siguientes caractersticas:

Pozos con produccin de aceites viscosos. En pozos desviados. Pozos alejados de instalaciones de inyeccin de gas o energa elctrica. Pozos en zonas urbanas (por seguridad). En pozos con profundidades someras (menores de 2500 metros).

Bombeo Electrocentrfugo (BEC). Consiste de una bomba centrifuga multietapa localizada en alguna posicin en el fondo del pozo, generalmente como parte integral del aparejo de produccin [8]. El sistema de bombeo electrocentrfugo es de los ms empleados a nivel mundial despus del bombeo neumtico y mecnico. El sistema de bombeo opera sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo de la tubera de produccin, generalmente por arriba de la zona de los disparos. En su diseo es importante determinar principalmente el tamao y nmero de etapas que se requieren en la bomba y la potencia del motor. Un equipo de bombeo electrocentrfugo tiene una vida media de 4 aos. Los componentes principales de una unidad de bombeo electrocentrfugo son: Motor elctrico. Protector. Bomba centrfuga multietapas. Separador de gas. Cable elctrico. Tablero de control. Transformador.11

Captulo II. Produccin de hidrocarburosEl sistema de BEC cuenta adems con otros accesorios para asegurar una buena operacin, como son: flejes para cable, vlvula de drene, vlvula de contrapresin, centralizadores, sensor de presin y temperatura de fondo, dispositivos electrnicos para control del motor, caja de unin, y controlador de velocidad variable. El motor elctrico y la bomba centrifuga multietapas estn acopladas al mismo eje. La electricidad es llevada desde la superficie hasta la profundidad de colocacin del equipo subsuperficial a travs del cable elctrico. El sistema es energizado y manipulado desde el tablero de control situado en la superficie, como se muestra en la fig. 2.2.

Figura 2.2 Unidad de bombeo electrocentrfugo [7].

Bombeo Rotatorio de Cavidad Progresiva. El aparejo de cavidades progresivas opera sumergido en el fluido del pozo, suspendido en el extremo inferior de la tubera de produccin. El aparejo es impulsado desde la superficie por varillas de succin con movimiento giratorio vertical impuesto a travs de un sistema de transmisin12

Captulo II. Produccin de hidrocarburosapropiadamente conectado a la fuente de potencia por medio de poleas, bandas y masas. Adicionalmente, un conjunto de mecanismos de relojera, interruptores y fusibles, permiten controlar el sistema. La bomba es de tipo volumtrico o de desplazamiento positivo, consta esencialmente de dos engranajes helicoidales interiores entre s, el rotor, la pieza interna y el estator, la pieza externa. El equipo subsuperficial de una unidad de bombeo rotatorio de cavidad progresiva est compuesto por el conjunto estator-rotor y las varilla de succin. Los componentes del equipo superficial son: estopero, varilla pulida, reductor de engranes, motor elctrico y tablero de control. En el interior del estator gira el rotor impulsado desde la superficie por varillas de succin convencionales. Este movimiento genera cavidades, de tal manera que el fluido que llega a la primera cavidad es inmediatamente impulsado desde la succin hasta la descarga creando la accin de bombeo. Bombeo Hidrulico (BH). Los sistemas de bombeo hidrulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a travs de la tubera. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba subsuperficial que acta como un transformador para convertir la energa de dicho fluido a energa potencial o de presin en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia ms utilizados son el agua y crudos livianos. El sistema de bombeo hidrulico se clasifica en bombeo hidrulico tipo pistn y bombeo hidrulico tipo jet. El bombeo hidrulico es uno de los sistemas de levantamiento artificial menos aplicados actualmente. 2.1.3 Recuperacin secundaria y mejorada La recuperacin secundaria es la tcnica de produccin de hidrocarburos en el cual se inyecta gas o agua con la finalidad de mantener la presin del yacimiento. Estimaciones generales muestran que en la etapa de recuperacin secundaria se recupera del 20 al 40 % del petrleo original en el yacimiento [4]. Generalmente el mtodo de13

Captulo II. Produccin de hidrocarburosrecuperacin secundaria seleccionado se aplica despus de la produccin primaria, pero puede implementarse durante la etapa de produccin primaria. Inyeccin de Agua. Es el mtodo ms utilizado en la recuperacin secundaria. Es necesario tomar en cuenta diversos factores entre los que destacan los siguientes: calidad y cantidad del agua de inyeccin, propiedades de los yacimientos y disposicin final del agua. De acuerdo a la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin de agua se puede llevar a cabo en dos formas diferentes [9]: Inyeccin perifrica o externa. Inyeccin en arreglos o dispersa.

La inyeccin perifrica o externa consiste en inyectar agua fuera de la zona de petrleo, en los flancos del yacimiento. El agua se inyecta en el acufero asociado al yacimiento. La inyeccin en arreglos o dispersa se refiere a la inyeccin de agua dentro de la zona de petrleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petrleo y gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Para sistemas de inyeccin de agua a yacimientos costa afuera la principal fuente de captacin es el agua de mar, que por sus altos contenidos de sales, es necesario tratarla previamente con tecnologas capaces de eliminar esas sales minerales disueltas, y as, evitar posibles daos al yacimiento. Inyeccin de Gas. Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos generales [9]: inyeccin de gas interna o dispersa. inyeccin de gas externa.

La inyeccin de gas interna o dispersa se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de petrleo, se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solucin. El gas emerge junto con el petrleo al poco tiempo de ser inyectado.14

Captulo II. Produccin de hidrocarburosLa inyeccin de gas externa consiste en la inyeccin de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra el casquete de gas. Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos con segregacin gravitacional. Recuperacin Mejorada. Los mtodos de recuperacin mejorada tambin llamados mtodos de recuperacin terciarios o mtodos EOR (por sus siglas en ingls Enhanced Oil Recovery), se utilizan generalmente para desplazar petrleo adicional despus de que los procesos de recuperacin primaria y secundaria se vuelvan no rentables. Se les define como un esquema de recuperacin que emplea la inyeccin de fluidos que normalmente no estn presentes en el yacimiento [4]. Los costos por barril de los mtodos de recuperacin mejorada son considerablemente mayores que los costos de las tcnicas de recuperacin convencionales, por lo tanto, la aplicacin de los mtodos EOR es generalmente mucho ms sensible al precio del petrleo. Los mtodos de recuperacin mejorada pueden dividirse en cuatro tipos bsicos [10]: Inyeccin de vapor. Consiste en inyectar vapor en el yacimiento para reducir la viscosidad del petrleo y hacer que fluya ms fcilmente. Combustin in situ. Al igual que la inyeccin de vapor, es un proceso trmico. La combustin de las fracciones ligeras del petrleo es sostenida por la inyeccin continua de aire. Proceso de desplazamiento miscible. Es un proceso en el cual un fluido miscible (solvente) en el petrleo a las condiciones de presin y temperatura del yacimiento, es inyectado al yacimiento para desplazar el petrleo. Los solventes ms utilizados son dixido de carbono, metano y nitrgeno. Inyeccin de polmeros. Esta tcnica involucra la adicin de polmeros al agua de inyeccin para aumentar su viscosidad, con esto se incrementa la eficiencia de desplazamiento y se mejora la movilidad del petrleo remanente.

15

Captulo II. Produccin de hidrocarburos2.2 Sistema integral de produccin El sistema integral de produccin es el conjunto de elementos que transporta los fluidos del yacimiento hacia la superficie, los separa en aceite, gas y agua, y finalmente los enva a instalaciones para su almacenamiento y comercializacin (ver fig. 2.3). Asimismo, un sistema integral de produccin puede ser relativamente simple o puede incluir muchos componentes. Los elementos bsicos de un sistema de produccin son [11]: Yacimiento. Pozo. Lnea de descarga. Cabezal de recoleccin. Separadores y equipo de proceso. Instrumentos de medicin. Tanques de almacenamiento.

Figura 2.3 Sistema integral de produccin [12].16

Captulo II. Produccin de hidrocarburos2.2.1 Flujo del yacimiento al pozo Se entiende por yacimiento la porcin de una trampa geolgica que contiene

hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidrulicamente. Los hidrocarburos que ocupan los poros de la roca almacn, se encuentran a alta presin y temperatura, debido a la profundidad en que se encuentra la zona productora. El yacimiento es uno de los componentes ms importantes del sistema integral de produccin. En el yacimiento la prdida de presin se encuentra en un rango de 10 a 30 % del total [13]. En consecuencia, el flujo hacia el pozo depende de la cada de presin en el yacimiento, es decir, la presin del yacimiento menos la presin de fondo fluyendo (Pws Pwf). La relacin entre el gasto y la cada de presin en el medio poroso es muy compleja y depende de parmetros tales como propiedades de los fluidos, propiedades de las rocas, saturacin de los fluidos, dao a la formacin, turbulencia y mecanismos de empuje. El anlisis del flujo de fluidos del yacimiento al pozo o comportamiento de afluencia se basa en dos procedimientos: el ndice de productividad y la ecuacin de Darcy. El comportamiento de afluencia representa la capacidad del yacimiento para aportar fluidos a un pozo, es decir, indica la respuesta del yacimiento a un abatimiento de presin en el pozo productor. Conociendo el comportamiento de afluencia se tendr una idea ms precisa de la capacidad de produccin de los pozos, sean estos de aceite o de gas y recaer en el mejor conocimiento del gasto de produccin con el cual se deber explotar el yacimiento para extender la vida fluyente de ste. Para yacimientos de aceite bajosaturados, es decir, aquellos yacimientos cuya presin este por encima de la presin de saturacin (Pb) y solo est presente la fase lquida, la formulacin del ndice de productividad (J o IP) para la modelacin del comportamiento de afluencia muestra buenos resultados. En este modelo se supone que el gasto es directamente proporcional al abatimiento de presin entre el yacimiento y la vecindad del pozo. A la constante de proporcionalidad de esta relacin se le llama ndice de productividad.

17

Captulo II. Produccin de hidrocarburos= Donde: = = ndice de productividad [bls/dia @ c.s. /lbf/in2]. = (1)

= Gasto de aceite [bls/dia @ c.s.]. = Presin de fondo esttica, presin promedio del yacimiento [lbf/in2]. = Presin de fondo fluyendo [lbf/in2]. Para yacimientos de aceites saturados, cuando la saturacin,

es menor que la presin de

existe flujo de dos fases en el yacimiento, en este caso, la ecuacin (1)

ya no se cumple. El ndice de productividad se convierte en relacin de comportamiento de afluencia (IPR) y se define como el ritmo del cambio del gasto de produccin con el abatimiento de presin, es decir, el comportamiento de una curva definida como: = = (2)

Solamente ecuaciones empricas estn disponibles para modelar el comportamiento de afluencia de yacimientos de dos fases. De los modelos ms usados en la industria son la ecuacin de Vogel y la ecuacin de Standing. Vogel (1968) propuso la siguiente expresin para predecir el comportamiento de afluencia para pozos produciendo con empuje de gas disuelto, usando una grfica normalizada, con presiones y gasto adimensionales [11]. = 1 0.2 0.8 . (3)

Donde:

= Gasto mximo que puede aportar el pozo o potencial del pozo [bls/dia @ c.s.].

La aplicacin del mtodo es muy simple, solo se necesita una prueba de produccin para obtener valores de presin de fondo fluyendo contra gasto de aceite , as

18

Captulo II. Produccin de hidrocarburoscomo la presin de fondo esttica de flujo ( ) igual a 1. . La ecuacin (3) solo es aplicable para eficiencias

Standing (1971) present una familia de curvas, en adicin a las de Vogel para diferentes valores de = [14]. Standing define a la P = como: . (4)

: representa la cada de presin por dao a la formacin.

La ecuacin de Standing para la determinacin de la curva de comportamiento de afluencia queda de la siguiente forma: = 1 0.2 = 0.8 . (5)

Donde:

. (6)

Del mtodo de Standing es factible obtener: El gasto mximo posible para pozos con o sin dao, o bien, estimulados. El gasto para cualquier y diferentes valores de .

La curva de IPR para pozos daados, estimulados o sin dao.

Otros de los modelos del comportamiento de afluencia son la ecuacin de Fetkovich, el mtodo de la curva generalizada propuesta por Patton y Golan, la ecuacin de Zhang, entre otros [11,15]. 2.2.2 Flujo en tuberas Una vez que se establece la conexin entre el yacimiento y la superficie, es decir, ya que se ha perforado el pozo, los fluidos aportados por el yacimiento viajan a travs de tuberas (verticales, horizontales e inclinadas) hasta llegar a los separadores y tanques de almacenamiento. Por tal razn, es necesario contar con una ecuacin que describa el

19

Captulo II. Produccin de hidrocarburoscomportamiento de los fluidos en funcin de las cadas de presin existentes a lo largo de la trayectoria de flujo. El flujo en un pozo productor puede ser monofsico o multifasico, en la gran mayora de los pozos el flujo es multifasico, con al menos dos fases (gas y liquido) presentes. Pocos pozos productores y casi todos los pozos inyectores experimentan flujo de una sola fase [7]. 2.2.2.1 Flujo monofsico El flujo monofsico de aceite en un pozo productor se presenta solamente cuando la presin a la cabeza del pozo est por encima de la presin de punto de burbuja del aceite, lo cual generalmente no es la realidad [15]. Sin embargo, es conveniente empezar con el flujo monofsico lquido para establecer el flujo de fluidos en pozos donde generalmente domina el flujo multifsico. La ecuacin del balance energa se fundamenta en el principio de conservacin de la energa, el cual establece que un fluido con flujo en rgimen permanente, al abandonar una parte de un sistema, lo hace con una energa igual a aquella con la que entr, ms el trabajo suministrado a dicho fluido o menos el cedido por ste. Considerando un fluido que viaja del punto 1 al punto 2 en una tubera de longitud L y altura z (fig. 2.4). La primera ley de la termodinmica para un fluido incompresible y un sistema donde el trabajo externo es cero, conduce a la siguiente ecuacin para la cada de presin, conocida como ecuacin de Bernoulli: = 1 2= Donde: = Cada de presin a travs de la tubera [lbf/ft2]. 2 = Presin en el punto 2 [lbf/ft2]. 1 = Presin en el punto 1 [lbf/ft2]. + 2 + 2 . . (7)

= Aceleracin de la gravedad [32.17 ft/s2]. = Factor de conversin [32.17 lbm-ft/lbf-s2].20

Captulo II. Produccin de hidrocarburos= Densidad del fluido [lbm/ft3]. = incremento de elevacin [ft]. = Velocidad del fluido [ft/s]. = Factor de friccin de Fanning. = Longitud de la tubera [ft]. = Dimetro interno de la tubera [ft].

Figura 2.4 Esquema de flujo a travs de una tubera [15]. El primero, segundo y tercer trmino del lado derecho de la ecuacin (7) representan las prdidas de presin debido a cambios en elevacin, la aceleracin y la friccin, respectivamente. A la ecuacin (7) se le acostumbra escribir de las siguientes formas: = = 2 + + 2 + + . (8) . (9)

Donde: = Prdida de presin total [lbf/ft2 / ft]. = Prdida de presin por elevacin [lbf/ft2 / ft].21

Captulo II. Produccin de hidrocarburos= Prdida de presin por aceleracin [lbf/ft2 / ft]. = Prdida de presin por friccin [lbf/ft2 / ft]. El flujo monofsico en tuberas horizontales se describe por las mismas ecuaciones que para flujo monofsico vertical, pero con la simplificacin que la cada de presin por elevacin es cero. Si el fluido es incompresible y el dimetro de la tubera es constante, la cada de presin por aceleracin es tambin cero [7]. El flujo monofsico puede ser caracterizado como laminar o turbulento, dependiendo del valor de un grupo adimensional, el nmero de Reynolds, que es la relacin de las fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas de un fluido en movimiento. Para flujo en un conducto circular, el nmero de Reynolds en unidades de campo est dado por: = Donde: = Nmero de Reynolds. = Gasto del fluido [bls/dia]. = Densidad del fluido [lbm/ft3]. = Diametro interno de la tubera [in]. = Viscosidad del fluido [cp]. El factor de friccin de Fanning para flujo laminar es una funcin del nmero de 1.48 . (10)

Reynolds, mientras que en flujo turbulento el factor de friccin depende del nmero de Reynolds y la rugosidad relativa de la tubera.

22

Captulo II. Produccin de hidrocarburos2.2.2.2 Flujo multifsico Adems del aceite, la mayora de los pozos productores de aceite producen una cierta cantidad de gas, agua y algunas veces arena. Estos pozos reciben el nombre de pozos multifsicos. En un pozo de aceite, generalmente se alcanza un punto en la trayectoria de flujo en donde la presin este por debajo de la presin de punto de burbuja, por lo tanto, el gas disuelto se libera, y a partir de ese punto hasta la superficie ocurre el flujo multifsico. En trminos de la industria petrolera, el flujo multifsico se refiere al flujo simultneo de dos o ms fases distintas en pozos, tuberas y equipos de proceso. Las mezclas multifasicas ms comunes son las mezclas lquido-lquido-gas, como aceite-agua-gas. El flujo bifsico es el caso ms sencillo de flujo multifsico. El flujo bifsico se define como el flujo simultaneo de una mezcla heterognea, es decir, se presentan dos fases con propiedades fsicas distintas, separadas por una interfase definida. La diferencia fundamental entre flujo monofsico y multifsico consiste en la existencia de diferentes distribuciones geomtricas de las fases que ocupan el rea transversal de la tubera en el flujo multifsico, esta distribucin geomtrica se conoce como patrones o regmenes de flujo. Debido a la diferencia entre las propiedades y las velocidades de desplazamiento de las fases, existen patrones de flujo distintos. Para flujo vertical existen cuatro patrones de flujo: flujo burbuja, flujo bache, flujo anular-bache y flujo anular. Para flujo horizontal se tienen seis patrones de flujo: flujo estratificado, flujo ondulado, flujo anular, flujo bache, flujo burbuja y flujo niebla. Los patrones de flujo antes mencionados se muestran en la figura 2.5.

23

Captulo II. Produccin de hidrocarburos

Figura 2.5 Patrones de flujo bifsico en tuberas horizontales y verticales [14]. Los patrones de flujo mostrados en la figura 2.5 se describen a continuacin [16]: Flujo estratificado. El lquido y el gas fluyen en capas totalmente separadas, por gravedad, el lquido ocupa la parte baja de la tubera, debido a lo anterior no existe flujo estratificado para tuberas verticales. Flujo ondulado. El gas fluye en la parte superior de la tubera a una velocidad tal que se alcanzan a formar ondas de lquido en la interfaz lquido-gas. Este patrn de flujo no se presenta en tuberas verticales. Flujo anular. El lquido fluye en un anillo continuo en la pared de la tubera, el gas fluye en el centro del anillo. Flujo bache. Conocido en ingls como slug, se forma un flujo intermitente de gas y lquido en el cual, con cierta frecuencia fluye una burbuja de gas y

24

Captulo II. Produccin de hidrocarburosposteriormente un bache o tapn de lquido, en este patrn de flujo se presentan oscilaciones de presin y flujo. Flujo burbuja. En este patrn de flujo existen burbujas de gas dispersas en el lquido. Flujo niebla. En este patrn de flujo el gas arrastra gotas de lquido.

En el anlisis de problemas asociados al flujo multifsico a travs de tuberas es necesario conocer y entender el significado fsico de un conjunto de parmetros asociados que permitan comprender la fenomenologa que ocurre y familiarizarse con el flujo de fluido multifsico. A continuacin se explican brevemente algunos conceptos bsicos del flujo multifasico, especficamente del flujo de mezclas bifsicas aceite-gas. Colgamiento (Holdup). Se define como colgamiento a la fraccin del volumen de la tubera ocupada por la fase lquida. = Donde: = Colgamiento de lquido. = Volumen de la tubera ocupado por la fase lquida [ft3]. = Volumen total de la tubera [ft3]. (11)

Velocidad superficial. Se define la velocidad superficial de una fase como la velocidad a la cual circulara dicha fase si fluyera sola por la tubera. = = Donde: , , = Velocidad superficial de la fase lquida y gaseosa respectivamente [ft/s]. = Gasto de lquido y gas respectivamente [ft3/s]. . . (12) . . (13)

= rea transversal de la tubera [ft2].25

Captulo II. Produccin de hidrocarburosVelocidad real. Se define la velocidad real de una fase como la velocidad a la cual circula dicha fase si fluye simultneamente con las otras fases a travs de la tubera. = = Donde: , , = Velocidad real de la fase lquida y gaseosa respectivamente [ft/s]. = Velocidad superficial de la fase lquida y gaseosa respectivamente [ft/s]. . . (14) 1 (15)

= Colgamiento de lquido. Velocidad de la mezcla. Se define como la suma de las velocidades reales de las fases. = Donde: = Velocidad de la mezcla bifsica [ft/s]. , = Velocidad real de la fase lquida y gaseosa respectivamente [ft/s]. + (16)

Deslizamiento de fases. Debido a que el gas tiene una menor densidad que el lquido, puede desplazarse con mayor velocidad, por lo cual, ha sido desarrollada la relacin de velocidades de las fases llamada deslizamiento, la cual se muestra a continuacin. = Donde: = Deslizamiento de fases. = Velocidad real del gas [ft/s]. = Velocidad real del lquido [ft/s]. . . (17)

26

Captulo II. Produccin de hidrocarburosLa existencia de un determinado patrn de flujo en un sistema bifsico depende de: los flujos de cada fase, variables geomtricas como el dimetro y el ngulo de inclinacin de la tubera y de las propiedades fsicas de las fases como la densidad y la viscosidad. La determinacin del patrn de flujo representa el problema principal en el flujo bifsico lquido-gas. En general, todas las variables (prdidas de presin, colgamiento, velocidad, densidad, viscosidad, etc.) asociadas al flujo de fluido dependen del patrn de flujo existente en la tubera. En flujo multifsico, al igual que en flujo monofsico, la ecuacin para calcular la prdida de presin total en una tubera est en funcin de las prdidas de presin por elevacin, aceleracin y friccin, con la diferencia que las expresiones para calcular estas prdidas de presin cambian debido a la existencia de las diferentes fases. Las prdidas de presin por aceleracin son mnimas, por esa razn no se discutirn. Cabe destacar que los simuladores de flujo multifsico consideran la contribucin de la prdida de presin por aceleracin a la cada de presin total. Las prdidas de presin por friccin a lo largo de una tubera de longitud L, en flujo multifsico esta dado por: = Donde:

=

2

(18) . . . . (19)

= Prdida de presin por friccin [lbf/ft2 / ft]. = Factor de friccin de dos fases. = Densidad de la mezcla [lbm/ft3]. = Velocidad de la mezcla bifsica [ft/s]. = Factor de conversin [32.17 lbm-ft/lbf-s2]. = Dimetro interno de la tubera [ft]. = Factor de friccin de mezcla bifsica sin deslizamiento.

27

Captulo II. Produccin de hidrocarburos= multiplicador emprico de deslizamiento entre fases. Las prdidas de presin por elevacin a lo largo de una tubera de longitud L, en flujo multifsico se calcula a partir de la siguiente expresin: Donde: = Prdida de presin por elevacin [lbf/ft2 / ft]. = Aceleracin de la gravedad [32.17 ft/s2]. = incremento de elevacin [ft]. = Factor de conversin [32.17 lbm-ft/lbf-s2]. = + (1 ) (20)

= Longitud de la tubera o segmento de tubera [ft]. = Densidad de la fase lquida [lbm/ft3]. = Densidad de la fase gas [lbm/ft3]. = Colgamiento de lquido. A lo largo de la historia de la industria petrolera han sido desarrollados distintos modelos matemticos para predecir las prdidas de presin de mezclas bifsicas en tuberas, muchos de ellos tienen su origen en la experimentacin y la aplicacin de trminos empricos con el propsito de tener un conjunto de ecuaciones que reproduzcan los datos obtenidos en la realidad. La mayora de las correlaciones empleadas para determinar la prdida de presin en flujo bifsico calculan el multiplicador emprico de deslizamiento entre fases colgamiento de lquido [17]. como una funcin del

En trminos generales las correlaciones empricas para el clculo de las prdidas de presin en flujo bifsico pueden clasificarse en tres tipos [18]: Correlaciones empricas tipo I. Estas correlaciones consideran los diferentes patrones de flujo pero no toman en consideracin el deslizamiento entre fases. En la mezcla multifsica ambas fases viajan a la misma velocidad. En este grupo28

Captulo II. Produccin de hidrocarburosse incluyen las correlaciones de Poettman y Carpenter, Baxendell y Thomas, Francher y Brown. Correlaciones empricas tipo II. Estas correlaciones toman en cuenta el deslizamiento entre las fases pero no consideran los patrones de flujo, es decir, considera a la mezcla multifsica como una mezcla homognea. Este grupo est integrado por las correlaciones de Hagerdon y Brown, Gray, Asheim. Correlaciones empricas tipo III. Estas correlaciones consideran tanto el deslizamiento entre las fases como los diferentes patrones de flujo que pueden existir en una tubera. Este grupo lo constituye las correlaciones de Beggs y Brill, Mukherjee y Brill, Duns y Ros, Orkiszwsky, Aziz. Adems de las correlaciones empricas, se han desarrollado tambin modelos mecansticos, que parten de las leyes fsicas de conservacin de energa, de materia y de momento para modelar los fenmenos asociados al flujo multifsico. Entre los modelos mecansticos ms importantes se tienen los de Ansari, Xiao, Tacite y OLGA. En la tabla 2.1 se presenta la aplicabilidad de los modelos de flujo multifsico en tuberas ms utilizados en la industria petrolera. Tabla 2.1 Aplicabilidad de los principales modelos de flujo multifsico [19].Modelo Beggs y Brill Duns y Ros Hagerdon y Brown Mukherjee y Brill Eaton Ansari Orkiszwski Dukler Aziz Tacite Xiao Gray OLGA Leyenda: Tubera Horizontal Tubera Vertical x x x x x x x x x x x modelo recomendado para la aplicacin x modelo no recomendado para la aplicacin

29

Captulo II. Produccin de hidrocarburos2.2.3 Flujo en estranguladores Un estrangulador es una herramienta cuya funcin es la de restringir el paso de un fluido bajo presin con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades deseadas. Instalar un estrangulador en la cabeza del pozo significa fijar la presin en la cabeza del pozo y, por lo tanto, la presin de fondo fluyendo y el gasto de produccin. El estrangulador se instala por las siguientes razones [20]: Mantener suficiente contrapresin para prevenir la entrada de arena. Proteger a los equipos de superficie de altas presiones. Prevenir la conificacin de gas o agua. Producir al yacimiento al gasto ptimo.

Existen dos tipos de comportamiento de flujo a travs de un estrangulador: flujo crtico y flujo subcrtico. El flujo crtico ocurre cuando la velocidad del fluido en la seccin transversal ms pequea de la restriccin es igual a la velocidad del sonido en ese medio. Cuando la velocidad del fluido es menor que la velocidad del sonido, recibe el nombre de velocidad subcrtica, propiciando que el comportamiento de flujo sea subcrtico. Si el flujo es subcrtico, la velocidad de flujo est relacionada con la cada de presin a travs de la restriccin. Por otra parte, si el flujo es crtico, el gasto est relacionado solamente con la presin corriente arriba, as, la reduccin en la presin corriente abajo no afecta el gasto, ya que la perturbacin nunca puede transmitirse corriente arriba. Por esta razn, los estranguladores se operan comnmente bajo condiciones de flujo crtico para aislar al yacimiento de las fluctuaciones de presin introducidas por los equipos de superficie. La existencia de flujo crtico o subcrtico depende de la relacin de presin aguas abajo a presin aguas arriba del estrangulador. Si esta relacin de presiones es menor que una relacin de presin critica, existirn condiciones de flujo crtico. Si la relacin de presiones es mayor o igual a la relacin de presin crtica existir flujo subcrtico [15].

30

Captulo II. Produccin de hidrocarburosLa relacin de presin crtica a travs de estranguladores se expresa de la siguiente manera: = = Donde: = Presin a la salida del estrangulador [lbf/in2]. = Presin aguas arriba del estrangulador [lbf/in2]. = Relacin de calores especficos. = Calor especifico a presin constante [BTU/lbm F]. = Calor especifico a volumen constante [BTU/lbm F]. Cuando el aceite producido llega a la cabeza del pozo, la presin a la cabeza del pozo Pwh esta generalmente por debajo de la presin de punto de burbuja del aceite, esto significa que existe gas libre en la corriente de fluido que fluye por el estrangulador [15]. Mezclas gas-aceite que exhiben flujo critico a travs de estranguladores, generalmente tienen una relacin de presin critica entre 0.5 y 0.6 [11]. Muchos investigadores han desarrollado correlaciones empricas para el flujo crtico de mezclas aceite-gas a travs de estranguladores, estas correlaciones estn basadas en datos de campo y de laboratorio. Entre las correlaciones empricas para flujo bifsico gas-aceite ms utilizadas en la industria petrolera estn las correlaciones de Gibert, Ros, Baxendell, Achong y Pilehvari. Las ecuaciones propuestas por estos 2 +1 (21)

(22)

investigadores tienen la misma forma general, pero tienen valores diferentes para las constantes. Estas correlaciones tienen la siguiente forma general: = Donde:31

. . (23)

Captulo II. Produccin de hidrocarburos= Presin a la cabeza del pozo [lbf/in2]. = Relacin gas aceite [ft3/bl]. = Gasto bruto de lquido [bls/dia]. = Diametro del estrangulador [1/64 in]. Los valores de las constantes C, m y n son constantes empricas relacionadas a las propiedades del fluido producido. En la tabla 2.2 se muestran los valores de las constantes para cada una de las correlaciones empricas antes mencionadas.

Tabla 2.2 Valores de las constantes para las diferentes correlaciones de flujo en estranguladores [15].Correlacin Gilbert Ros Baxendell Achong Pilehvari C 10 17.4 9.56 3.82 46.67 m 0.546 0.5 0.546 0.65 0.313 n 1.89 2 1.93 1.88 2.11

Adems de las correlaciones empricas, se han desarrollado modelos tericos para el flujo bifsico gas-aceite a travs de estranguladores. Estos modelos estn derivados de anlisis de balance de materia, de momento y de energa. Algunos de los modelos tericos ms empleados son los de Sachdeva, Perkins y Selmer-Olsen [15]. 2.3 Instalaciones superficiales de produccin En un campo petrolero la produccin de los pozos pasa a travs de la lnea de descarga a un mltiple de produccin. Un mltiple de produccin consiste en un arreglo de vlvulas que, de acuerdo a la presin de las corrientes de los pozos, pueden dirigir la produccin hacia diferentes colectores. Existen colectores de alta, media y baja presin. Los colectores conectan los pozos con las instalaciones superficiales de produccin para su procesamiento. El propsito de las instalaciones superficiales de produccin es [21]:

32

Captulo II. Produccin de hidrocarburos Separar la corriente del pozo en sus tres componentes fundamentales: gases, lquidos e impurezas solidas. Remover el agua de la fase liquida. Acondicionar el aceite. Acondicionar el gas.

2.3.1 Sistemas de recoleccin En la mayora de los campos petroleros la produccin de los pozos se recolecta en estaciones de proceso o llega a una tubera comn llamada colector. El sistema de recoleccin y separacin comienza en el pozo y termina en los tanques de almacenamiento de aceite y gas o en la entrada del oleoducto o gasoducto que enva el aceite y gas separados a las refineras y a los complejos procesadores de gas respectivamente. El tipo de sistema de recoleccin y separacin ms utilizado permite el manejo comn de varias corrientes de pozos, como se muestra en la figura 2.6. En este sistema los pozos individuales, denotados por 1, estn conectados a los colectores, denotados por 2. La produccin de cada pozo es transportada al colector correspondiente a travs de su lnea de descarga. En los colectores, las corrientes de los pozos son transportados a la estacin central de recoleccin, denotado por 3. En la estacin central de recoleccin estn las instalaciones superficiales de produccin que se encargan de separar la produccin de los pozos en aceite, gas y agua, as como, acondicionar el gas y el aceite para que cumplan con las especificaciones requeridas.

33

Captulo II. Produccin de hidrocarburos

Figura 2.6 Sistema de recoleccin tpico [22]. En campos ubicados costa afuera, la produccin de una plataforma que maneja un conjunto de pozos, se recolecta en un mltiple de produccin submarina. La produccin total de los pozos proveniente del mltiple de produccin submarina puede dirigirse hacia la tubera conductora ascendente (riser) de la plataforma si se trata de una plataforma de proceso o el mltiple de produccin submarina se conecta por medio de un ducto submarino a una plataforma separada, en donde los hidrocarburos producidos son procesados si se cuenta con la infraestructura de proceso o enviados a instalaciones de produccin terrestres. 2.3.2 Sistemas de transporte Una red de sofisticados sistemas de tuberas transporta aceite, gas natural y productos petrolferos desde campos productores y refineras alrededor del mundo a los consumidores en cada nacin. El transporte de hidrocarburos a travs de ductos es una operacin continua y confiable. Los ductos han demostrado una habilidad para adaptarse a una gran variedad de ambientes incluyendo reas remotas y entornos hostiles. Debido a su mayor flexibilidad comparada con otras alternativas de transporte, la mayora de las refineras en el mundo son alimentadas por uno o ms ductos [23]. Los ductos pueden dividirse en diferentes categoras, incluyendo la siguiente [15]: Ductos que transportan aceite o gas de los pozos a los mltiples de produccin.34

Captulo II. Produccin de hidrocarburos Ductos que transportan aceite o gas de los mltiples de produccin a las instalaciones de produccin. Ductos que transportan aceite o gas entre instalaciones de produccin. Ductos de exportacin que transportan aceite o gas de las instalaciones de produccin a las refineras o usuarios. Los ductos para el transporte de hidrocarburos varan significativamente en cuanto a su longitud, pueden tener longitudes que van desde unos pocos metros hasta miles de kilmetros. Los dimetros utilizados varan en tamao, desde 2 pulgadas hasta 60 pulgadas. Para el transporte en distancias considerables, generalmente se requiere de bombas, para el caso del transporte de aceite, o compresores para el transporte de gas. Las bombas y compresores proporcionan la energa necesaria para vencer las prdidas de presin a lo largo de la trayectoria de flujo. En la mayora de los casos, es deseable transportar una sola fase por una tubera, ya sea esta fase lquida o gaseosa. En un oleoducto la presencia de gas puede reducir la eficiencia de flujo y la eficiencia de la bomba. En un gasoducto la presencia de lquido reduce la eficiencia de flujo y ocasiona daos a los compresores y otros equipos de proceso. Hay ocasiones, sin embargo, en donde es ms econmico y ms prctico transportar ambas fases (aceite y gas) simultneamente en la misma tubera, a este tipo de tubera se le llama oleogasoducto. En general, estas situaciones ocurren cuando los volmenes a transportar son relativamente pequeos y la eficiencia de flujo no es un factor crtico, o cuando la construccin de dos lneas separadas, una para el aceite y otra para el gas, es muy costosa. Los oelogasoductos se utilizan principalmente en campos petroleros costa afuera, en donde los costos de construccin de los ductos son mayores comparados con los costos en tierra. En campos costa afuera se emplean los oleogasoductos para transportar la produccin de los pozos que maneja una plataforma a una planta de proceso ubicada en otra plataforma o en tierra.

35

Captulo II. Produccin de hidrocarburosEl diseo de un oleogasoducto requiere del conocimiento del perfil de produccin que el oleogasoducto va manejar y de la cada de presin total a lo largo del oleogasoducto. A partir de esta informacin, se determina el dimetro de la lnea, asegurndose de que las velocidades de flujo proporcionen condiciones de operacin favorables. El criterio de evaluacin primario para el diseo de oleogasoductos, es la velocidad erosional, el cual debe mantenerse por debajo del valor conocido de velocidad erosional del fluido. El diseo de lneas multifsicas es significativamente ms complejo que para lneas monofsicas debido a que las condiciones de erosin resultantes son totalmente dependientes del rgimen de flujo desarrollado, si se tiene produccin de arena, la situacin se vuelve an ms compleja [24]. El mtodo estndar que emplea la industria de hidrocarburos para determinar la velocidad erosional es el API-14E, este estndar recomienda calcular la velocidad erosional por medio de la siguiente relacin emprica [25]: = Donde: = Velocidad erosional [ft/s]. = Densidad de la mezcla multifsica [lbm/ft3]. C es una constante emprica, para fluidos libres de slidos tiene un valor de 100. Valores de C, de 150 a 200 pueden usarse cuando la corrosin en la tubera es controlada por inhibidores de corrosin o cuando se emplee tuberas con aleaciones resistentes a la corrosin [25]. 2.3.3 Sistemas de procesamiento Los fluidos producidos por los pozos petroleros son mezclas complejas de hidrocarburos lquidos, gaseosos y algunas impurezas. Es necesario remover el gas y las impurezas de los hidrocarburos lquidos antes que estos sean almacenados, transportados y comercializados. Los hidrocarburos lquidos (condensados) y las ( ).

. . (24)

36

Captulo II. Produccin de hidrocarburosimpurezas tambin deben eliminarse del gas natural antes que el gas se enve a las lneas de venta. Las impurezas que pueden encontrarse en los pozos productores son: acido sulfhdrico, dixido de carbono, agua, vapor de agua, mercaptanos, nitrgeno, helio y slidos [12]. La mayora de estas impurezas causan diversos tipos de problemas operacionales. La separacin de la corriente proveniente de los pozos en aceite y gas es la forma de procesamiento en campo ms comn y ms simple. Al equipo empleado para realizar esta operacin se le denomina separador. Los separadores se clasifican de acuerdo a su geometra en verticales, horizontales y esfricos. Se pueden clasificar tambin en separadores bifsicos y separadores trifsicos. Los separadores trifsicos adems de separar el gas natural, separan tambin el lquido en aceite y agua libre. La separacin de gas natural, hidrocarburos lquidos e impurezas se desarrolla por medio de varios mtodos de procesamiento en campo, dependiendo de la composicin de los fluidos que entran al separador y la calidad deseada de las corrientes de aceite y gas separado. Los mtodos de separacin incluyen: efectos de la gravedad, el tiempo, qumicos, de calor, procesos mecnicos, procesos elctricos o la combinacin de estos [12]. El lquido que sale del separador se compone principalmente de aceite libre, agua libre, una emulsin aceite-agua y sedimentos. Esta mezcla debe tratarse para remover estas impurezas del aceite. La mayora de los contratos especifican un porcentaje mximo de sedimentos y agua (BS&W) que puede estar presente en el aceite. Esta especificacin varia tpicamente de 0.3 % a 0.5 % dependiendo del lugar. Algunas refineras tienen un lmite en contenido de sal en el aceite. Los lmites de contenido de sal en el aceite van de 10 a 25 lb de sal por cada 1000 bls [26]. Generalmente, el gas separado est saturado con vapor de agua y debe ser deshidratado a un nivel aceptable, normalmente menos de 7 lb/MMPC [26]. En condiciones de presin alta, el vapor de agua puede condensarse, el agua libre causa corrosin en las lneas de transporte. La presencia de agua libre en el gas natural bajo condiciones de alta presin y turbulencia promueve la formacin de hidratos de gas,37

Captulo II. Produccin de hidrocarburosque son compuestos cristalinos que pueden llegar a bloquear parcial o totalmente las tuberas [12]. El gas separado puede contener acido sulfhdrico, dixido de carbono y mercaptanos. Estas impurezas, que en conjunto reciben el nombre de gases cidos, son indeseables por su alta corrosividad, por lo tanto, requieren eliminarse parcial o completamente del gas natural. A los procesos empleados para remover los gases cidos del gas natural se les conoce como procesos de endulzamiento. La mayora del agua producida en campos petroleros, llamada tambin agua congnita, contiene sales, cloruros principalmente. Puede tener tambin partculas de arena. En muchos casos la disposicin final del agua producida representa un problema que debe resolverse para cumplir con las legislaciones ambientales. Generalmente el agua congnita se inyecta en pozos letrina o se inyecta al yacimiento para mantenimiento de la presin y recuperacin secundaria. Dependiendo de la calidad del agua a inyectar y la permeabilidad de la formacin, puede ser necesario tratar el agua para eliminar la mayor cantidad posible de sales y arena. Los slidos producidos estn conformados principalmente por arenas, estos deben separarse, limpiarse y ser dispuestos de una manera que no viole los criterios ambientales. Los mtodos empleados en la industria petrolera para separar y limpiar las partculas solidas producidas incluyen los filtros, tanques de sedimentacin e hidrociclones. La figura 2.7 muestra los procesos tpicos a los que se someten cada una de las fases separadas (gas, aceite y agua) y el orden de las mismas. Los anlisis de laboratorio determinarn los equipos necesarios para el procesamiento y tratamiento de los fluidos producidos.

38

Captulo II. Produccin de hidrocarburos

Figura 2.7 Proceso general del tratamiento de hidrocarburos.

39

Captulo III. Metodologa VCD

Captulo III. Metodologa VCDResumen En este captulo se describen los antecedentes de la metodologa VCD, as como, los objetivos que se persiguen y las actividades que se realizan en las etapas de visualizacin, conceptualizacin y definicin con el fin de mejorar el desempeo en el diseo y ejecucin de proyectos de explotacin de hidrocarburos. Se describe tambin la importancia de la sinergia entre las disciplinas involucradas desde la planeacin del proyecto de explotacin para asegurar el xito del mismo.

40

Captulo III. Metodologa VCD3.1 Antecedentes Los fundamentos de la metodologa VCD fueron desarrollados y presentados originalmente por el Independent Project Analysis Inc. (IPA). La metodologa VCD fue creada a partir del anlisis de la informacin concentrada en una base de datos de ms de 2500 proyectos exitosos, en las industrias qumica y petroqumica principalmente, que IPA conjunt, donde se establecan los procedimientos que causaron el xito de los mismos [27]. Se puede definir a la metodologa VCD como el proceso mediante el cual una compaa determina el alcance de un proyecto para lograr los objetivos del negocio minimizando las variaciones (produccin, tiempo y costo) en los proyectos. Una de las principales caractersticas de la metodologa VCD es la integracin de grupos multidisciplinarios que trabajan de manera coordinada desde la planeacin del proyecto generando modelos que integran los componentes del subsuelo, los componentes superficiales y los indicadores econmicos, tales modelos se

pueden actualizar a medida que se cuente con nueva informacin disponible [28]. Existe poca informacin referente a la metodologa VCD o a casos de estudio aplicndola. Sin embargo, se sabe que las grandes empresas en las reas qumica, petroqumica, farmacutica, minera, entre otras, aplican la metodologa VCD en la planeacin y evaluacin de sus proyectos de inversin. En Venezuela se han realizado trabajos de tesis aplicando la metodologa VCD en la elaboracin de programas de perforacin de pozos, con el propsito de mejorar el tiempo de perforacin de los pozos y minimizar los costos asociados a ello [29]. La metodologa VCD ha sido adoptada y aceptada por las principales compaas petroleras del mundo como una mejor prctica para realizar el anlisis y diseo de sus proyectos. Petrleos Mexicanos (PEMEX) est aplicando la metodologa VCD en la administracin de sus proyectos estratgicos.

41

Captulo III. Metodologa VCD3.2 Etapas de la metodologa VCD La metodologa VCD establece que todo proyecto pasa por 6 fases o etapas claramente identificables: visualizacin, conceptualizacin, definicin, ejecucin, operacin y abandono, y que cada una de stas pretende, desde el nacimiento de un proyecto, la identificacin de todas las oportunidades asociadas, el manejo de las incertidumbres y los riesgos, la definicin detallada del alcance del proyecto, a fin de minimizar los costos totales, reducir los tiempos de ciclo de vida de los proyectos, mejorar su rentabilidad y finalmente permitir cerrar la brecha entre lo planeado y lo real en los proyectos de inversin, es decir, mantener los proyectos en costo, tiempo y alcance. El anlisis de la incertidumbre se maneja con los perfiles probabilsticos P10, P50 y P90. El perfil P10 es el caso pesimista, significa que hay un 10 % de probabilidad de que una variable aleatoria tenga un valor menor o igual a ste. El perfil P50 es el caso ms probable e indica un 50 % de probabilidad de que una variable aleatoria tenga un valor menor o igual a ste. El caso P90 es el caso optimista y significa que existe un 90 % de probabilidad de que una variable aleatoria tenga un valor menor o igual a ste. Ejemplos de variables aleatorias en E&P son: el volumen de reservas, los gastos de produccin, los costos de perforacin, etc. Los perfiles probabilsticos P10, P50 y P90 se estiman empelando software especializado que realiza las distribuciones de probabilidad de parmetros del yacimiento como: porosidad, saturacin de hidrocarburos, permeabilidad, factor de recuperacin, etc. La metodologa VCD es un proceso estructurado que solo contempla las actividades de las primeras tres fases. Al final de cada una de las tres primeras etapas, se hace una revisin y se aplica lo que se denomina llave tcnica, que no es otra cosa ms que cumplir con ciertos requisitos tcnicos, que una vez cubiertos permiten pasar a la siguiente etapa. Las llaves tcnicas estn basadas en una serie de preguntas tcnicas que deben cumplirse para cada etapa. Hay 3 resultados posibles de esta revisin:42

Captulo III. Metodologa VCD1. Pasa a la siguiente fase (con o sin condicionantes). 2. Regresa al principio de la misma fase para hacer ajustes. 3. No pasa (la oportunidad regresa a la cartera en espera con recomendaciones). Estas tres primeras fases (visualizacin, conceptualizacin y definicin)

constituyen lo que se llama Definicin y Desarrollo del proyecto, o fase de creacin mental para la identificacin de valor, abarca el proceso de desarrollo de informacin estratgica suficiente para analizar el riesgo involucrado y decidir comprometer los recursos necesarios a fin de materializar la idea y su valor econmico, teniendo como objetivo maximizar las posibilidades de xito. Para el logro de sus objetivos la metodologa VCD se basa principalmente en tecnologas para anlisis de escenarios con mtodos estocsticos, tecnologas de optimizacin y aplicacin de estndares industriales. Para la valoracin de los estudios VCD se emplea generalmente el ndice FEL, propiedad de IPA, que consiste en una evaluacin hecha por un consultor externo, es normalmente un ejercicio de dos das antes del desarrollo de las llaves tcnicas, de esta forma, se asegura que el proyecto vaya cumpliendo con una serie de requisitos indispensables para asegurar que cuando se tome la decisin final sobre el plan de ejecucin del proyecto, todos los elementos necesarios han sido adecuadamente considerados en su justa dimensin. En todo el proceso est la identificacin y evaluacin de los riesgos e incertidumbres inherentes del proyecto, lo cual permite definir cursos de accin pertinentes para asegurar su viabilidad. Las siguientes dos fases (ejecucin y operacin) o fase de materializacin del valor abarca el proceso desde la ejecucin fsica del proyecto hasta ponerlo en operacin y empezar a obtener los beneficios esperados, se enfoca hacia las actividades que la empresa debe emprender, las cuales una vez superada la fase de contratacin, se traducen en coordinacin, supervisin, aseguramiento y control de la calidad.

43

Captulo III. Metodologa VCDFinalmente, en la ltima fase del proyecto (abandono) es cuando culmina la vida productiva del activo con su correspondiente cese de actividades,

desmantelamiento y restauracin del ambiente. 3.2.1 Visualizacin Cabe sealar que previo a la etapa de visualizacin hay una fase denominada preplaneacin, que consiste en la formacin del equipo multidisciplinario de trabajo, la revisin de recursos fsicos requeridos (espacio, equipo informtico, datos, etc.), la revisin de modelos (subsuelo, superficie, econmicos,

operacionales, etc.), el entrenamiento para miembros del equipo y la revisin de objetivos, alcances, cronograma y roles/responsabilidades. En la etapa de visualizacin los objetivos son la identificacin de escenarios potenciales y los riesgos inherentes a cada escenario, incluye una lluvia de ideas sobre escenarios que pudieran generar valor, identificacin de riesgos mayores, identificacin de tecnologas o procesos nuevos por considerar, definicin de costos clase V (costos que tienen un margen de error de +/- 40%), evaluacin de los escenarios visualizados y el paso de los mejores escenarios a la etapa de conceptualizacin. En la identificacin de escenarios el equipo de trabajo multidisciplinario construye la matriz de escenarios por categora o tipo de decisin a tomar (tipo de pozos, tipo de terminacin, sistemas artificiales de produccin, ductos, etc.). As mismo, se deben identificar las restricciones de los escenarios: tecnologas y procesos disponibles dentro de los lmites tcnicos, financieros, de complejidad del escenario, etc. 3.2.2 Conceptualizacin La etapa de conceptualizacin tiene como principales objetivos el anlisis de los escenarios preseleccionados en la etapa de visualizacin y sus riesgos, as como la seleccin del mejor escenario. Contiene el modelado detallado de las incertidumbres tcnicas y los riesgos asociados, la definicin de costos clase IV44

Captulo III. Metodologa VCD(costos que tienen un margen de error de +/- 25%), la evaluacin de los escenarios e integracin de resultados con riesgos/complejidad y la seleccin del escenario ptimo para la etapa de definicin. La evaluacin de los escenarios en esta etapa se enfoca en la identificacin de variables inciertas, distribuciones probabilsticas de variables (perfiles

probabilsticos P10, P50 y P90) e identificacin de dependencias entre variables (correlaciones). La jerarquizacin y seleccin de escenarios se basa en un anlisis de factibilidad tcnica-econmica. La ingeniera conceptual del escenario seleccionado considera estimado de costos clase IV de la infraestructura requerida como: pozos, redes de recoleccin; distribucin; inyeccin y transporte, tratamiento y procesamiento de

lquidos/gases, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de aguas, equipos mayores y materiales. 3.2.3 Definicin La etapa de definicin tiene como objetivo el desarrollo de la ingeniera bsica y de detalle del escenario seleccionado, es decir, el plan de ejecucin del proyecto. Es la continuacin del modelado detallado de las incertidumbres tcnicas y los riesgos asociados para el escenario seleccionado, as como, la definicin de costos clase III (costos que tienen un margen de error de +/- 15%). Es en esta etapa donde se planea y desarrolla en detalle la ejecucin del escenario seleccionado. En un proyecto de explotacin de hidrocarburos la ingeniera bsica puede dividirse en [28]: Ingeniera bsica del subsuelo. (pronstico del comportamiento del yacimiento, estrategia de explotacin, monitoreo de explotacin del yacimiento, etc.). Ingeniera bsica de pozos. (productividad de pozos, sistemas artificiales de produccin, programa direccional, programa de fluidos, programa de45

Captulo III. Metodologa VCDtuberas de revestimiento, programa de toma de informacin, diseo de la terminacin, etc.). Ingeniera bsica de instalaciones. (tratamiento y procesamiento de lquidos/gas, servicios auxiliares, tratamiento y acondicionamiento de aguas, plan de mantenimiento operacional, etc.). Ingeniera bsica de seguridad industrial y proteccin ambiental. (estudio de riesgos, estndares de seguridad e higiene, estudios del sitio, etc.). El plan de ejecucin del proyecto debe considerar la estrategia de ejecucin, estrategia de procura de materiales y equipo, la estrategia de contratacin, el plan de explotacin y el plan de construccin de instalaciones 3.3 Sinergias en E&P En 1963, Calhoun describi el sistema de estudio concerniente al ingeniero petrolero como un sistema compuesto por tres subsistemas principales [30]: Perforacin y operacin de pozos. Procesamiento superficial de los fluidos. Fluidos y su comportamiento en el yacimiento.

Los primeros dos subsistemas dependen del tercero, ya que, el tipo de fluido (aceite, gas y agua) y su comportamiento dictarn cuantos pozos perforar y su localizacin, y como deben ser producidos y procesados los fluidos para maximizar los beneficios econmicos. Estos subsistemas estn presentes en el ciclo de vida de un campo petrolero, el cual se define como el periodo de tiempo comprendido desde la Exploracin hasta el Abandono del campo. En la fig. 3.1 se indica las etapas que comprenden el ciclo de vida de un campo petrolero.

46

Captulo III. Metodologa VCDExploracin Descubrimiento y delimitacin Perforacin de pozos e instalacin de infraestructura de produccin Produccin primaria, secundaria y terciaria

Desarrollo Ciclo de vida de un campo petrolero Explotacin

Abandono

Figura 3.1 Ciclo de vida de un campo petrolero y actividades principales desarrolladas en cada etapa. El ciclo de vida de un campo petrolero est relacionado con un perfil de inversiones tpico en el que los desembolsos mayores usualmente estn asociados al desarrollo inicial en las etapas de Exploracin y Desarrollo por concepto de estudios geolgicos, estudios geofsicos y costos de inversin por la perforacin de pozos de desarrollo y de las instalaciones para el manejo de la produccin y el procesamiento de los hidrocarburos. En la etapa de Explotacin las inversiones se reducen en forma notable y los gastos que se tienen son los de operacin y mantenimiento principalmente. Por ltimo, los costos en la etapa de Abandono comprenden el desmantelamiento y restauracin del ambiente. Los proyectos de Exploracin y Produccin de hidrocarburos requieren grandes montos de capital y las decisiones que se tomen y ejecuten tendrn vigencia por muchos aos, de tal manera, que dichas decisiones impactaran el mbito estratgico y la visin de la empresa. La toma de decisiones se mejora si se logra alcanzar un mayor detalle y precisin en el anlisis de la informacin disponible. La administracin exitosa de un campo petrolero requiere sinergia. En aos recientes, la industria del petrleo ha realizado cambios a la forma de administrar sus proyectos y a la estructura organizacional encargada de la planeacin y

47

Captulo III. Metodologa VCDcontrol de los mismos. La nueva metodologa de trabajo adoptada por la industria implica la participacin de equipos multidisciplinarios. En la industria petrolera convergen muchas disciplinas, pero las ms importantes, para el rea de E&P son: la geofsica, la geologa, la ingeniera de perforacin, la ingeniera de yacimientos, la ingeniera de produccin, la ingeniera de instalaciones y la ingeniera econmica. Los miembros del equipo multidisciplinario trabajan juntos de forma coordinada e integrada durante el ciclo de vida del campo para asegurar el desarrollo y ejecucin del plan de explotacin y lograr alcanzar los objetivos comunes [30]. De acuerdo con Sneider, sinergia en E&P significa que los geofsicos, gelogos, ingenieros petroleros y profesionales de otras reas relacionadas, trabajan en un proyecto de una manera ms efectiva y eficiente como un equipo que trabajando como un grupo de individuos [30]. Para minimizar las barreras entre las disciplinas, el equipo multidisciplinario se aprovecha de los grandes avances tecnolgicos que se han dado en la industria, como son las herramientas de adquisicin de datos, tecnologas de informacin, software especializado para cada especialidad, tecnologas de optimizacin, etc. Cuando se trabaja en grupos multidisciplinarios integrados y en base a metodologas probadas, como la metodologa VCD, es posible mejorar el desempeo de proyectos de explotacin de hidrocarburos, pues este esquema de trabajo permite la evaluacin de parmetros tcnico-econmicos con mtodos estocsticos, adems es un proceso efectivo de generacin de mltiples escenarios.

48

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCD

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDResumen En este captulo se aplica la metodologa VCD a un campo petrolero, desde la perspectiva del rea de Instalaciones Superficiales de Produccin, con la finalidad de seleccionar la infraestructura de explotacin optima. Se plantean diferentes escenarios de explotacin para las etapas de produccin primaria, sistemas artificiales de produccin y mtodos de recuperacin secundaria. Se realiza la evaluacin tcnica de cada escenario en la etapa de Visualizacin y los escenarios ms factibles pasan a la etapa de Conceptualizacin, donde se desarrolla una evaluacin ms detallada, finalmente la seleccin de los escenarios de explotacin ptimos se determinan en base a una anlisis econmico.

49

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCD4.1 Descripcin del campo petrolero El campo A esta ubicado en aguas territoriales del Golfo de Mxico, en un promedio de tirante de agua de 22 m. Tiene intervalos productores en las formaciones cretcico medio (KM) y terciario (T). Produce un aceite voltil de 32 a 35 API de bajo contenido de azufre. De acuerdo con estudios realizados por el grupo de trabajo multidisciplinario, para desarrollar el campo A, en base al perfil probabilstico de produccin P90 (caso optimista) se requieren 7 plataformas: A1, A2, A3, A4, A5, A6 y A7. La plataforma A1 debe ser del tipo octapodo, por ser sta la plataforma en donde se va recolectar la produccin proveniente de las dems plataformas, que sern estructuras ligeras marinas. Segn estudios realizados por el rea de Ingeniera de Yacimientos, la presin de yacimiento para los pozos de la formacin terciaria (campo A-T) declinar rpidamente, por lo que en determinado momento, la produccin proveniente de estos pozos tendr que manejarse en baja presin y requerirn de la implementacin de algn sistema artificial de produccin y mtodos de recuperacin secundaria o mejorada. La plataforma A1 es la nica que opera pozos en la formacin terciaria. 4.2 Infraestructura de explotacin existente La infraestructura existente asociada al campo A contempla las siguientes instalaciones: una plataforma tipo octapodo (A1) que tiene una capacidad para manejar 20 pozos en total y un oleogasoducto de 16 x 13.3 km, dividido en dos secciones, un tramo marino de 10.8 km de la plataforma A1 hacia la lnea de la costa y un tramo terrestre de 2.5 km de la lnea de la costa hacia el Cabezal General de Recoleccin (CGR), ubicado en tierra. Se pretende que el proyecto del campo A, desde el punto de vista de las instalaciones superficiales, base su filosofa de explotacin en la distribucin de la produccin hacia los centros de proceso ms cercanos, tanto marinos como terrestres, con el fin de aprovechar al mximo la infraestructura existente. Dentro de las instalaciones terrestres ms cercanas al campo A se encuentran:50

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCD Cabezal General de Recoleccin (CGR). Batera de Separacin, Compresin y Bombeo (BSCB).

La produccin de la plataforma A1 que corresponde al pozo A-3 en la formacin KM (campo A-KM), y que es el nico que se encuentra fluyendo actualmente de todo el proyecto, es enviada a travs del oleogasoducto de 16 x 13.3 km hacia las instalaciones del CGR en donde se mezcla con la produccin de las macroperas de los pozos B-1 y B-2, del campo B terrestre. La produccin total (campos A y B), es enviada a las instalaciones de la BSCB por el oleogasoducto de 24 x 12.5 km. En el trayecto hacia la BSCB se incorpora la produccin de las macroperas de los pozos B-3 y B-4 pertenecientes al campo B, como se muestra en la figura 4.1. Se cuenta adems con un oleogasoducto de 16 x 12.5 km que esta fuera de operacin, que conecta al CGR con la BSCB.

Figura 4.1 Esquema actual del manejo de la produccin. En la BSCB la produccin total de los campos A y B se separa a 18 kg/cm2 en el tren de separacin. El agua separada en esta primera etapa se enva a un proceso de tratamiento de aguas aceitosas. El gas separado es medido y enviado a un recipiente rectificador, posteriormente se enva a una Estacin de Compresin y finalmente a un Complejo Procesador de Gas. El aceite separado se enva a una segunda etapa de51

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDseparacin, en la batera de estabilizado, despus pasa a un proceso de deshidratacin, se mide y por ltimo se bombea a refinacin. En la BSCB se tienen separadores de alta, intermedia y baja presin. Cuenta tambin con una pequea planta endulzadora para producir gas dulce que es utilizado como gas de servicio en los procesos. 4.3 Perfiles probabilsticos de produccin P10, P50 y P90 Los perfiles probabilsticos de produccin P10, P50 y P90 para el campo A y para cada una de las plataformas que conforman la red de transporte del campo A fueron proporcionados por el rea de Ingeniera de Yacimientos. En las siguientes grficas se muestran los perfiles de produccin para aceite, gas y agua.Perfiles de Produccin de Aceite (Total)120000 112000 104000 96000 88000 80000 Q ,B d o p 72000 64000 56000 48000 40000 32000 24000 16000 8000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Aos 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 P10 P50 P90

Figura 4.2 Perfiles de produccin de aceite para el campo A.Perfiles de Produccin de Gas (Total)80 70

60 Q , M pc g M /d 50 40 30 P10 P50 P90

20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Aos 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Figura 4.3 Perfiles de produccin de gas para el campo A.52

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDPerfiles Probabilsticos de Produccin de agua (total) Qw10,000

P109,000

P50

P90

8,000

7,000

BPD

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Aos

Figura 4.4 Perfiles de produccin de agua para el campo A.Perfiles de Produccin de Aceite (plataforma A1)75000 70000 65000 60000 Qo, BPD 55000 50000 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Aos 8 9 10 11 12 13 14 15

Figura 4.5 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A1.Perfiles de Produccin de Gas (plataforma A1)45 40 35 Qg, MMPCD 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Aos 8 9 10 11 12 13 14 15 P10 P50 P90

Figura 4.6 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A1.53

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDPerfiles de Produccin de Aceite (plataforma A2)12000 11000 10000 9000 Qo, BPDj 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 Aos 8 9 10 11 12 13 14 15 P10 P50 P90

Figura 4.7 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A2.

Figura 4.8 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A2.Perfiles de produccin de aceite (plataforma A3)

6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8

P10

P50

P90

Qo, BPD

9

10 11 12 13 14 15

Aos

Figura 4.9 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A3.54

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDPerfiles de produccin de gas (plataforma A3)

3 2.5Qg, MMPCD

P10

P50

P90

2 1.5 1 0.5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Aos

Figura 4.10 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A3.Perfiles de produccin de aceite (plataforma A4)

24000 21000 18000 15000 12000 9000 6000 3000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8

P90

P50

P10

Qo, BPD

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Aos

Figura 4.11 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A4.

Perfiles de produccin de gas (plataforma A4)

10 8 6Qg, MMPCD

P90

P50

P10

4 2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Aos

Figura 4.12 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A4.55

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDPerfiles de produccin de aceite (plataforma A5)

16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

P10

P50

P90

Qo, BPD

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20Aos

Figura 4.13 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A5.

Perfiles de produccin de gas (plataforma A5)

18 16 14 12 10 8 6 4 2 0Aos

P10

P50

P90

Qg, MMPCD

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Figura 4.14 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A5.Perfiles de produccin de aceite (plataforma A6)

8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8Aos

P10

P50

P90

Qo, BPD

9

10 11 12 13 14 15 16

Figura 4.15 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A6.56

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDPerfiles de produccin de gas (plataforma A6)

7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8Aos

P10

P50

P90

Qg, MMPCD

9

10 11 12 13 14 15 16

Figura 4.16 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A6.15,000

Perfiles de produccin de aceite (plataforma A7)

13,500

12,000

10,500 P10 Qo, BPD9,000

P50

P90

7,500

6,000

4,500

3,000

1,500

0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Aos

Figura 4.17 Perfiles de produccin de aceite para la plataforma A7.Perfiles de produccin de gas (plataforma A7)

11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 1 2

P10

P50

P90

Qg, MMPCD

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Aos

Figura 4.18 Perfiles de produccin de gas para la plataforma A7.57

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDEn base a estos perfiles probabilsticos de produccin se determina la infraestructura requerida para el manejo de la produccin y el costeo para cada uno de los escenarios que se plantean en este caso de estudio de la metodologa VCD. Se pretende seleccionar la infraestructura de explotacin ptima para el manejo de la produccin del campo A. Lo primero que se va realizar es seleccionar dicha infraestructura para cuando ambas formaciones (cretcico medio y terciaria) se encuentren en la fase de flujo natural. El campo A-KM contiene mayor cantidad de reservas recuperables, al estar la formacin KM confinada a una presin elevada, se espera que todos los pozos del campo A-KM sean pozos fluyentes por un periodo de tiempo largo. Debido al comportamiento de la presin de la formacin terciaria, el campo A-T tendr una vida fluyente breve, Ingeniera de Yacimientos estima una vida fluyente de tres aos. Una vez seleccionada la infraestructura de explotacin ptima para pozos fluyentes, se plantearn los escenarios para el manejo de la produccin del campo A-T con las opciones de sistemas artificiales de produccin y sistemas de recuperacin secundaria. 4.4 Visualizacin. Identificacin de escenarios de explotacin En la etapa de visualizacin, para el planteamiento de los escenarios para el manejo de la produccin del campo A se consideraron tres elementos tcnicos principales: Pozos Fluyentes (Flujo Natural). Sistemas Artificiales de Produccin (SAP). Recuperacin Secundaria.

4.4.1 Visualizacin. Matriz de escenarios de pozos fluyentes En esta seccin se plantean los escenarios para el manejo de la produccin del campo A cuando la produccin est en la fase de flujo natural. La tabla 4.1 presenta los escenarios con pozos fluyentes.

58

Captulo IV. Caso de aplicacin de la metodologa VCDTabla 4.1 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A.Escenario A.1 A.2 A.3 Matriz de escenarios con pozos fluyentes para el campo A Descripcin Manejo de la produccin de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 24 X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2. Manejo de la produccin de los campos A y B (terrestre) por el oleogasoducto de 16 X 12.5 km del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2. Manejo de la produccin de los campos A y B (terrestre) por ambos oleogasoductos (16 y 24 X 12.5 km) del CGR hacia la BSCB y separando en la BSCB a 18 kg/cm2. Manejo de la produccin del campo A por el oleogasoducto marino existente de 16 X 13.3 km de A1 hacia CGR y el oleogasoducto terrestre existente de 16 X 12.5 km del CGR hacia la BSCB. La separacin se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2. Manejo de la produccin del campo B (terrestre) por el oleogasoducto de 24 X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 18 kg/cm2 y el campo A por el oleogasoducto 16 X 12.5 km del CGR a la BSCB y separando en BSCB a 4 kg/cm2. Manejo de la produccin del campo A a travs del oleogasoducto existente de 16 X 13.3 km de A1 a CGR y oleogasoducto terrestre nuevo de 12.5 km del CGR hacia BSCB. La separacin se lleva a cabo en la BSCB a 18 kg/cm2. Manejo de la produccin del campo A-T por Lnea de Baja Presin nueva de 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto terrestre existente de 16 X 12.5 km del CGR hacia BSCB y separando a 4 kg/cm2 en BSCB. Manejo de la produccin del campo A-KM por oleogasoducto existente de 16 X 13.3 km de A1 hacia CGR y oleogasoducto existente de 24 X 12.5 km del CGR hacia BSCB. La p