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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA, CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICA

INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN Y POSTGRADO (IIP)

“ASEGURAMIENTO DE FLUJO EN DUCTOS QUE

TRANSPORTAN FLUIDO MULTIFÁSICO DESDE GINTA B

HACIA SPF”

CARLOS JULIO JIMÉNEZ ANDRADE

TUTOR: LUIS ALBERTO CALLE GUADALUPE

Trabajo presentado como requisito parcial para la obtención del grado

de:

MAGISTER EN PROCESOS INDUSTRIALES

QUITO ECUADOR

2015

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/5/5e/Sellouce.JPEG

ii

DEDICATORIA

A DIOS por darme el privilegio de alcanzar una de las metas más

anheladas en mi vida y un gran paso en mi desarrollo profesional.

A mis Padres Rufo y Gloria por apoyarme en todo momento, por sus

consejos, principios y valores que me han enseñado a luchar por lo que

quiero, por darme la vida y por estar siempre conmigo. Los quiero mucho.

A mi hermana Esther y a mi hijo Mateo por su apoyo incondicional.

Todo lo que nos proponemos lo podemos lograr con empeño.

A mis amigos de la universidad, gracias por los momentos especiales

que compartimos durante este tiempo, en especial a mis amigos Viviana

Guerrero, Mónica Zambrano, Jaime Taipe, Stalin Heredia y Javier Tacuri.

…A ustedes va dedicado con mucho cariño.

Carlos Jiménez

iii

AGRADECIMIENTOS

A Dios todo poderoso por darme la ayuda necesaria para cumplir esta

meta, y a mis padres y hermana por haberme dado siempre la fuerza para

seguir adelante en los momentos difíciles.

A la Universidad Central del Ecuador y sus profesores de los cuales me

sentiré orgulloso y agradecido toda mi vida por todas y cada una de las

enseñanzas que ayudaron a mi formación.

A mi director de tesis, Ingeniero Luis Calle, por ayudarme en el

desarrollo de mi tesis, siempre estuvo dispuesto a escuchar y a responder

mis inquietudes, de verdad aprendí mucho de usted... Gracias.

A Mónica Zambrano y Erik Gómez, por su asesoría académica que hizo

posible la realización de este trabajo de grado.

A REPSOL ECUADOR S.A. por permitirme aplicar destrezas y

conocimientos y a las personas que en esta empresa trabajan quienes me

brindaron su amistad y colaboración para este trabajo en especial a los

ingenieros José Araujo, Rommel Bolaños, Fernando Eguiguren, Mónica

Zambrano, Paulina Ibujés, Leandro Martínez y a todos en general.

…A TODOS DE CORAZÓN, MUCHAS GRACIAS.

Carlos Jiménez

iv

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, JIMÉNEZ ANDRADE CARLOS JULIO en calidad de autor del trabajo de

investigación o tesis realizada sobre ASEGURAMIENTO DE FLUJO EN

DUCTOS QUE TRANSPORTAN FLUIDO MULTIFÁSICO DESDE GINTA B

HACIA SPF, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de

parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente acacémicos o de

investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la

presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con los

artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertenecientes a la ley de propiedad Intelectual

y su Reglamento.

Quito, diciembre 18 de 2015

CARLOS JULIO JMÉNEZ ANDRADE

CC: 1002189858

v

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue realizado en su totalidad por el Sr.

CARLOS JULIO JIMÉNEZ ANDRADE como requisito parcial a la obtención

del título de MAGISTER EN PROCESOS INDUSTRIALES.

El documento elaborado superó el control antiplagio Urkund.

Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe, M.Sc.

TUTOR

vi

CONTENIDO

pág.

CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN .....................................................................................................1

1.1. Antecedentes. ......................................................................................................... 1

1.2. Ubicación ................................................................................................................. 1

1.3. Hipótesis .................................................................................................................. 2

1.4. Objetivos Específicos ............................................................................................ 2

1.5. Justificación ............................................................................................................. 2

1.6. Estado Actual del Conocimiento .......................................................................... 4

CAPITULO 2. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................7

2.1. Descripción del Bloque 16. ................................................................................... 7

2.2. Plataformas y Transferencia de Fluidos. ............................................................ 8

2.2.1. Recepción de los Fluidos de los Pozos Productores. .............................. 8

2.2.2. Tratamiento y Control. ................................................................................... 8

2.2.3. Transferencia. ................................................................................................. 8

2.3. Estaciones de Tratamiento de Crudo NPF, SPF............................................... 9

2.3.1. Recepción de Fluido de las Plataformas a las Estaciones de

Tratamiento ..................................................................................................................... 9

2.3.2. Sistema de Tratamiento de Crudo ............................................................. 10

2.4. Transporte de Crudo SPF, NPF, Shushufindi, Lago....................................... 14

2.5. Pozos y Manifolds de Producción. .................................................................... 14

2.6. Envío y Recepción de Pigs. ................................................................................ 14

2.7. Aseguramiento de Flujo con OLGA®. ............................................................... 14

2.7.1. Metodología y Análisis................................................................................. 15

2.7.2. Herramientas Requeridas. .......................................................................... 16

2.8. Producción Multifásica. ....................................................................................... 19

2.8.1. Propiedades Físicas y Definiciones Básicas ........................................... 20

CAPITULO 3. PARTE EXPERIMENTAL .................................................................................... 28

3.1. Desarrollo .............................................................................................................. 28

vii

3.2. Composición del Fluido. ...................................................................................... 30

3.2.1. Caracterización de Fluidos. ........................................................................ 30

3.2.2. Elaboración de Tablas de Propiedades .................................................... 36

3.3. Simplificación y Discretización del Perfil de Tubería. ..................................... 36

3.3.1. Filtrado ........................................................................................................... 37

3.3.2. Simplificación ................................................................................................ 38

3.4. Especificaciones para el Cálculo de Transferencia de Calor. ....................... 42

3.4.1. Especificaciones ambientales. ................................................................... 43

3.4.2. Materiales que definen la transferencia de calor. ................................... 43

3.4.3. Propiedades de las Paredes del Ducto. ................................................... 46

3.5. Configuración del Sistema de Simulación en OLGA®. .................................. 46

3.6. Verificación y Validación del Modelo de Simulación. ..................................... 52

CAPITULO 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS. ............................................ 54

4.1. Caso Base y Escenarios de Simulación ........................................................... 54

4.2. Escenarios de simulación. .................................................................................. 58

4.2.1. Caso base con recirculación de 20000 BAPD de recirculación en el

ducto Ginta B – SPF. ................................................................................................... 59

4.2.2. Escenario con recirculación de 30000 BAPD de recirculación en el

ducto Ginta B – SPF. ................................................................................................... 65


ducto Ginta B – SPF. ................................................................................................... 68

4.2.4. Simulación de una Corrida de Limpieza. .................................................. 72

4.2.5. Simulación Estrategia de Mantenimiento para Sacar de Servicio el

Ducto Ginta B – SPF. .................................................................................................. 74

CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .................................................. 80

5.1. CONCLUSIONES ................................................................................................. 80

5.2. RECOMENDACIONES ....................................................................................... 82

AVREVIATURAS ............................................................................................................................ 84

GLOSARIO ...................................................................................................................................... 85

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................................................ 87

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................... 90

ANEXOS .......................................................................................................................................... 93

ANEXO A.- Análisis de Laboratorio PVT. ..................................................................... 93

viii

BIOGRAFÍA ................................................................................................................................... 107

ix

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1.5.1 Propiedades del Ducto Secundario de Transporte de Fluido Multifásico

Ginta B – SPF. ........................................................................................................................ 4

Tabla 2.2.1 Longitud, Diámetro y Volumen en las Líneas de Transferencias. ............ 9

Tabla 3.1.1 Producción por Plataforma. ........................................................................... 29

Tabla 3.1.2 Longitud y Diámetro de las Tuberías del Sistema de Producción. ......... 29

Tabla 3.2.1 Composición de Ginta B. ............................................................................... 31

Tabla 3.2.2 Composición de Iro A. .................................................................................... 32

Tabla 3.2.3 Composición de Ginta A. ............................................................................... 33

Tabla 3.2.4 Composición de Iro B. .................................................................................... 34

Tabla 3.2.5 Rango para Construir la Tabla de Propiedades. ....................................... 36

Tabla 3.5.1 Componentes del modelo de simulación de Ginta B – SPF en OLGA®.

................................................................................................................................................ 47

Tabla 3.6.1 Presiones calculadas en los Pads del sistema de fluido. ......................... 53

Tabla 3.6.2 Temperatura de llegada del ducto Ginta B – SPF. .................................... 53

Tabla 4.2.1 Velocidades Típicas para Limpieza. ............................................................ 72

Tabla 4.2.2 Volumen Drenado en las Plataformas y Planta Luego de 5 Horas de

Despresurización.................................................................................................................. 78

Tabla 4.2.3 Picos de Presión en las Plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B. 78

x

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1.5.1 Esquema del ducto Ginta B - SPF a simular en OLGA®. .......................... 4

Figura 2.1.1 Ubicación geográfica del bloque 16. ............................................................ 7

Figura 2.14.1 Flujos Multifásicos en la Producción de Hidrocarburos. ....................... 19

Figura 2.14.2 Ejemplo de flujo multifásico en una línea de transporte. ...................... 20

Figura 2.14.3 Patrones de Flujo en Tubería Horizontal. ............................................... 21

Figura 2.14.4 Patrones de flujo en tubería vertical ........................................................ 21

Figura 2.14.5 Diagrama Esquemático del Colgamiento (Hold up). ............................. 24

Figura 3.3.1 Un PIPE Dividido en SECTIONS. .............................................................. 37

Figura 3.3.2 Proceso de Filtrado. ..................................................................................... 37

Figura 3.3.3 Proceso de Simplificación. .......................................................................... 38

Figura 3.3.4 Perfil Topográfico del Ducto Ginta B - SPF. ............................................. 39

Figura 3.3.5 Perfil o Altimetría del ducto Iro A - Iro 01. ................................................. 40

Figura 3.3.6 Perfil o Altimetría del ducto Iro 01 - La Y. ................................................. 40

Figura 3.3.7 Perfil o Altimetría del ducto Ginta B – Ginta A. ........................................ 41

Figura 3.3.8 Perfil o Altimetría del ducto Ginta A - La Y. .............................................. 41

Figura 3.3.9 Perfil o Altimetría del ducto Tramo Iro A – La Y. ...................................... 42

Figura 3.4.1 Ejemplo de Paredes que Rodean a una Tubería. ................................... 42

Figura 3.4.2 Especificaciones ambientales para la transferencia de calor. ............... 43

Figura 3.4.3 Propiedades de la Capa de Arena o Arcilla. ............................................. 44

Figura 3.4.4 Propiedades de la Capa de Acero al Carbono. ........................................ 45

Figura 3.4.5 Propiedades de la Capa de Acero al Carbono ......................................... 45

xi

Figura 3.4.6 Propiedades de las Paredes de un Ducto. ............................................... 46

Figura 3.5.1 Modelo para el Ducto de Producción Ginta B - SPF en OLGA®, sin

Envío de Pig. ......................................................................................................................... 51

Figura 3.5.2 Modelo para el Ducto de Producción Ginta B - SPF en OLGA®, con

Envío de Pig. ......................................................................................................................... 52

Figura 4.1.1 Analogía de un Gráfico de Tendencia. ...................................................... 54

Figura 4.1.2 Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación (Perfil de Presión en los

Pads). ..................................................................................................................................... 55

Figura 4.1.3 Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación (Perfil de Temperatura

en SPF). ................................................................................................................................. 55

Figura 4.1.4 Caso Base y Escenario sin Recirculación de Agua (Perfil de Presión en

los Pads). ............................................................................................................................... 56

Figura 4.1.5 Escenario Base y Escenario con 30000 BAPD de Recirculación Perfil

de Presión en los Pads. ...................................................................................................... 57

Figura 4.1.6 Escenario Base y Escenario con 40000 BAPD de Recirculación Perfil

de Presión en los Pads. ...................................................................................................... 58

Figura 4.2.1 HOLD UP Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación. ................... 59

Figura 4.2.2 Patrón de Flujo “ID” Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación. .. 61

Figura 4.2.3 EVR Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación. ............................. 63

Figura 4.2.4 Caso Base - Velocidad de Gas y Velocidad de Líquido. ........................ 64

Figura 4.2.5 HOLD UP - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación. ................... 65

Figura 4.2.6 Patrón de Flujo “ID” - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación. .. 66

Figura 4.2.7 EVR - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación. ............................ 67

Figura 4.2.8 Escenario con recirculación de 30000 BAPD - Velocidad de Gas y

Velocidad de Liquido. .......................................................................................................... 68

Figura 4.2.9 HOLD UP - Escenario con 40000 BAPD de Recirculación. ................... 69

Figura 4.2.10 Patrón de Flujo “ID” - Escenario con 40000 BAPD de Recirculación. 70

xii

Figura 4.2.11 EVR - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación. .......................... 71

Figura 4.2.12 Escenario con recirculación de 40000 BAPD - Velocidad de Gas y

Velocidad de Liquido. .......................................................................................................... 72

Figura 4.2.13 UPIG y ZZPIG en la Corrida de un Pig. .................................................. 73

Figura 4.2.14 Perfil de Presión en las Plataformas Durante la Corrida de un Pig. ... 74

Figura 4.2.15 Perfil de Temperatura en el Tramo Final del Ducto Ginta B – SPF

Antes y Después del Paro. ................................................................................................. 75

Figura 4.2.16 Perfil de Temperatura en el Tramo Final del Ducto Ginta B – SPF

Antes y Después del Paro. ................................................................................................. 75

Figura 4.2.17 Escenario de Drenado del Ducto de 20” de Ginta a Través de

Válvulas de 2”. ...................................................................................................................... 76

Figura 4.2.18 Perfil de Presiones en las Plataformas de Ginta A, Ginta, Iro A e Iro B,

luego de 5 horas de Despresurización. ............................................................................ 77

Figura 4.2.19 Volumen Drenado luego de 24 horas de Despresurización. ............... 77

Figura 4.2.20 Perfil de Presiones en las Plataformas de Ginta A, Ginta, Iro A e Iro B,

Durante el Arranque. ........................................................................................................... 79

Figura 4.2.21 Tendencia de Presión Durante el Arranque Medido en la Planta SPF.

................................................................................................................................................ 79

xiii

LISTA DE ECUACIONES

pág.

Ecuación 9 ............................................................................................................................ 23

Ecuación 10 ......................................................................................................................... 23

Ecuación 11 ......................................................................................................................... 23

Ecuación 12 ......................................................................................................................... 24

Ecuación 13 ......................................................................................................................... 24

Ecuación 14 ......................................................................................................................... 25

Ecuación 15 ......................................................................................................................... 25

Ecuación 16 ......................................................................................................................... 25

Ecuación 17 ......................................................................................................................... 25

Ecuación 18 ......................................................................................................................... 61

Ecuación 19 ......................................................................................................................... 62

Ecuación 20 ......................................................................................................................... 62

Ecuación 21 ......................................................................................................................... 62

Ecuación 22 ......................................................................................................................... 62

xiv

LISTA DE TABLA DE ECUACIONES

N° Ecuación Ecuación Nombre de la

Ecuación

Ecuación 1 𝐶𝑎2+ + 𝐶𝑂3

2− → 𝐶𝑎𝐶𝑂3(𝑠)

Escala –

Carbonato de

Calcio.

Ecuación 2

𝐶𝑎2+ + 2(𝐻𝐶𝑂3

−)

→ 𝐶𝑎𝐶𝑂3(𝑠) + 𝐶𝑂2

+ 𝐻2𝑂

Escala –

Carbonato de

Calcio.

Ecuación 3 𝐶𝑎2+ + 𝑆𝑂4

2− → 𝐶𝑎𝑆𝑂4(𝑠) Escala – Sulfato

de Calcio.

Ecuación 4 𝐵𝑎2+ + 𝑆𝑂4

2− → 𝐵𝑎𝑆𝑂4(𝑠) Escala – Sulfato

de Bario.

Ecuación 5

𝐶𝑎(𝑎𝑞)2+ + 2𝐻𝐶𝑂(𝑎𝑞)

3−

→ 𝐶𝑎𝐶𝑂3 (𝑠) + 𝐶𝑂2 (𝑎𝑞)

+ 𝐻2𝑂(𝑙)

Escala –

Carbonato de

Calcio.

Ecuación 6 𝐵𝑎(𝑎𝑞)

2+ (𝑆𝑟2+𝑜𝐶𝑎2+) + 𝑆𝑂4 (𝑎𝑞)2−

→ 𝐵𝑎𝑆𝑂4 (𝑠) (𝑆𝑟𝑆𝑂4 (𝑠) 𝑜 𝐶𝑎𝑆𝑂4 (𝑠))

Escala –

Carbonato de

Calcio, Estroncio

y Bario.

Ecuación 7 𝜇 =𝜏

𝛾

Viscosidad

Dinámica

Ecuación 8 ʋ =𝜇

𝜌

Viscosidad

Cinemática

Ecuación 9 𝐻𝐿 =𝐴𝐿

𝐴𝐿 + 𝐴𝐺

Colgamiento

(HOLD UP)

Ecuación 10 𝐻𝐿 + 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 = 1 Colgamiento

(HOLD UP)

xv

N° Ecuación Ecuación Nombre de la

Ecuación

Ecuación 11 𝐴𝑇 = 𝐴𝐿 + 𝐴𝐺 Área Transversal

de un Ducto.

Ecuación 12 𝑣𝑔 =𝑄𝑔

𝐴𝐺

Velocidad del

Gas.

Ecuación 13 𝑣𝑙 =𝑄𝑙

𝐴𝐿

Velocidad del

Líquido

Ecuación 14 𝐴𝑇 = 𝐴𝐺 + 𝐴𝐿 Área Transversal

de un Ducto.

Ecuación 15 𝑣𝑆𝐺 =𝑄𝐺

𝐴𝑇

Velocidad

Superficial del

Gas.

Ecuación 16 𝑣𝑆𝐿 =𝑄𝐿

𝐴𝑇

Velocidad

Superficial del

Líquido.

Ecuación 17 𝑣𝑚 = 𝑣𝑆𝐿 + 𝑣𝑆𝐺

Velocidad de la

Mezcla (Líquido

más Gas)

Ecuación 18 𝑉𝑐 =𝐶

√𝜌𝑚

Velocidad

Erosional.

Ecuación 19 𝐸𝑉𝑅 =𝑉𝑟𝑒𝑎𝑙

𝑉𝑚𝑎𝑥

Relación de

Velocidad

Erosional.

Ecuación 20 𝑉𝑟𝑒𝑎𝑙 = 𝑈𝑠𝑔 + 𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑 Velocidad mezcla.

Ecuación 21 𝑉𝑚𝑎𝑥 =𝐶

(𝑅𝑜𝑛𝑠)12

Velocidad

Máxima

Ecuación 22 𝑅𝑜𝑛𝑠 =[𝜌𝑔𝑈𝑠𝑔 + 𝜌𝑙(𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑)]

(𝑈𝑠𝑔 + 𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑)

Densidad de la

Mezcla

xvi

RESUMEN

ASEGURAMIENTO DE FLUJO EN DUCTOS QUE TRANSPORTAN

FLUIDO MULTIFÁSICO DESDE GINTA B HACIA SPF

El presente trabajo de grado tiene por objetivo el aseguramiento de flujo en el

ducto que transporta fluido multifásico desde la plataforma de Ginta B hacia

la planta de procesamiento SPF, operado por REPSOL ECUADOR S.A.,

empleando un simulador dinámico. Las aplicaciones utilizadas son el

software OLGA® para el análisis de las variables operacionales y PVTsim®

para la caracterización de los fluidos empleados en las simulaciones. La

información compilada se emplea para la caracterización de los fluidos de las

plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B y para la simulación dinámica

de flujo multifásico de tipo predictivo que asegure la operación óptima

durante la vida de producción del sistema. La verificación y validación del

modelo de simulación para el ducto Ginta B - SPF se realiza en función a las

principales variables de presión y temperatura; comparando los resultados

obtenidos en el caso base con los datos de operación reportados en campo.

Se analizó varios escenarios de producción, y en base a los resultados

obtenidos se establece que utilizando el software OLGA® es posible simular

y analizar el comportamiento hidráulico de los ductos de producción en base

a las principales variables de operación como presión, temperatura y caudal,

por lo que se recomienda que Repsol continúe desarrollando simulaciones

utilizando el software OLGA® para el aseguramiento de flujo en ductos y el

análisis de escenarios futuros con la finalidad de maximizar la producción y

evitar pérdidas de producción en los ductos de producción del Bloque 16.

DESCRIPTORES: ASEGURAMIENTO DE FLUJO / CARACTERIZACIÓN DE

FLUIDO / FLUIDO MULTIFÁSICO / VARIABLES OPERACIONALES / SLUG

/ HOLD UP.

xvii

SUMARY

FLOW ASSURANCE IN THE PIPELINE THAT CARRIES MULTIPHASE

FLUID FROM GINTA B PLATFORM TO THE SPF

The purpose of this study is to guarantee flow assurance in the pipeline that

carries multiphase fluid from Ginta B platform to the SPF processing plant

operated by REPSOL ECUADOR S.A., using a dynamic simulator. The

software utilized were OLGA®, for the analysis of the operational variables,

and PVTsim®, for the characterization of fluids used in the simulations. The

information obtained is used to characterize the fluids of the Ginta A, Ginta B,

Iro A and Iro B wellpads and for the dynamic multiphase flow simulation to

ensure optimal operation during the production life of the system. Verification

and validation of the simulation model for the Ginta B - SPF pipeline is done

based on the main variables: pressure and temperature; comparing the

results obtained from the base case with the operation data reported in field.

Several production scenarios were analyzed and, based on the results

obtained, it was established that the hydraulic behavior of production

pipelines can be simulated and analyzed by OLGA® software, using major

operating variables such as pressure, temperature and rate. Therefore, it is

recommended that Repsol continues to develop simulations using OLGA®

software for pipeline flow assurance and analysis of future scenarios in order

to maximize production and avoid production losses in production pipelines of

Block 16.

KEYWORDS: FLOW ASSURANCE / FLUID CHARACTERIZATION /

MULTIPHASE FLUID / OPERATIONAL VARIABLES / SLUG / HOLD UP.

1

CAPITULO 1: INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes.

Los Bloques 16 y Tivacuno cuentan con dos plantas ubicadas al sur llamada

SPF (Facilidades de Producción del Sur) y al norte llamada NPF (Facilidades

de Producción del Norte).

En la planta SPF se procesan el crudo, agua y gas proveniente de 11

wellpads llamados: Amo A, Amo B, Amo C, Daimi A, Daimi B, Ginta A, Ginta

B, Iro A, Iro B, Iro 01 y Wati, mientras que en la planta NPF se procesa el

crudo, agua y gas proveniente de 4 wellpads llamados: Capirón, Bogi,

Tivacuno A/B y Tivacuno C.

En la planta SPF se trata alrededor de 21175 barriles de crudo, 660999

barriles de agua y 4400 MPCS (miles de pies cúbicos estándar) de gas a

través de 3 trenes de procesamiento. Cada tren de procesamiento consta de

una serie de equipos: freewater, intercambiador, separador, deshidratador y

tanque de almacenamiento.

La producción de fluido multifásico (agua, crudo y gas) de los 11 well pads

del SPF son transportados a través de 4 ductos secundarios llamados: Ginta

B – SPF (20”), Daimi B – SPF (16”), Iro A – SPF (16”) y Amo A – SPF (20”).

1.2. Ubicación

Los Bloques 16 y Tivacuno (Bloque 67) operados por Repsol Ecuador están

ubicados en la provincia de Orellana, dentro de la Reserva Étnica Waorani y

del Parque Nacional Yasuní.

2

1.3. Hipótesis

Asegurar el flujo en el ducto que transporta fluido multifásico desde la

plataforma Ginta B hacia la planta de procesamiento SPF, operado por

REPSOL ECUADOR S.A., empleando un simulador dinámico.

1.4. Objetivos Específicos

Evaluar las condiciones de operación actuales en el ducto que transporta

fluido multifásico desde Ginta B hacia la planta de procesamiento SPF.

Simular la operación del ducto Ginta B – SPF utilizando un simulador

dinámico “OLGA”.

Obtener el patrón de flujo para establecer las estrategias a seguir para

mantener el perfil de producción a lo largo de la vida operativa del sistema.

Minimizar las salidas de operación por trabajos de remediación o

mantenimiento.

1.5. Justificación

En el Bloque 16 operador por Repsol uno de los problemas que tiene el

transporte de hidrocarburos en los sistemas de producción, debido a la

composición multifásica de la mezcla, condición muy propicia para que

ocurran inestabilidades en el flujo. Una de las inestabilidades más

frecuentemente encontrada es el denominado flujo slug. La condición de slug

causa graves problemas de tipo operacional y de producción, debido a las

inestabilidades hidrodinámicas que provoca, actualmente la industria

petrolera requiere del desarrollo de tecnologías técnicamente adecuadas y

rentables para controlar y eliminar este fenómeno. En la actualidad existen

diversos métodos para eliminar o controlar el problema de slug, sin embargo,

estos métodos son aplicados sin una previa caracterización hidrodinámica

del comportamiento del fenómeno, la cual permita identificar las variables

3

involucradas en el proceso de formación y por consiguiente llevar a cabo un

control óptimo del flujo slug.

El presente trabajo de aseguramiento de flujo en ductos que transportan

fluido multifásico desde Ginta B hacia SPF, se realiza empleando

aplicaciones como los softwares OLGA® y PVTsim.

Una vez desarrollado los modelos de simulación en OLGA® se analizó

escenarios de producción como:

- Caso base con recirculación de 20000 BAPD (Barriles de Agua por

Día) de recirculación en Ginta B,

- Escenario con 30000 BAPD de recirculación en Ginta B,



- Simulación de una corrida de un pig limpieza con 20000 BAPD de

recirculación en Ginta B,

- Simulación de paro, despresurización y arranque del ducto de fluido

Multifásico de 20” Ginta B – SPF.

Los resultados que se obtuvieron para la presión, temperatura y caudal a

través de los modelos de simulación mostraron un porcentaje de error menor

al 10% entre los resultados obtenidos en la simulación y las condiciones

reales de operación indicando la confiabilidad de los modelos desarrollados.

Los diferentes escenarios de simulación son un reflejo de los casos reales

del campo, lo que permite establecer diferentes escenarios para implantar las

estrategias de operación, mantenimiento y punto óptimo de operación para

maximizar la producción de petróleo.

4

Figura 1.5.1 Esquema del ducto Ginta B - SPF a simular en OLGA®.

Fuente: Repsol

Tabla 1.5.1 Propiedades del Ducto Secundario de Transporte de Fluido Multifásico Ginta B – SPF.

Distribución Tramo Desde Hacia Servicio Diámetro

[in]

Espesor

[in]

Material

[API]

Recubrimiento

externo

Recubrimiento

interno

Longitud

[Km]

SPF - Ginta

B

La Y Iro -

Ginta B L-2982 Fluido 20 0.312 5L X-60 3LPP N/A 3.7

Río Dicaro –

La Y Iro R-2187 Fluido 20 0.312 5L X-60 3 LPP N/A 8.2

SPF - Río

Dicaro R-2187 Fluido 20 0.312 5L X-60 3 LPP N/A 1.1

Fuente: Repsol

1.6. Estado Actual del Conocimiento

La especialidad de Aseguramiento del Flujo es uno de los tópicos centrales

en la definición de la arquitectura e ingeniería de transporte y proceso de los

sistemas de producción petrolera. La expresión “Aseguramiento del Flujo” fue

5

originalmente usada por Ingenieros en PetroBras en los 90’s como 'Garantia

de Fluxo', lo cual se traduce en forma literal como: ‘Garantizar el Flujo”. En

ese entonces, básicamente significaba, el cubrir los aspectos de Termo-

hidráulica y Fisicoquímica de los sistemas de producción, que les permitiera

hacer producir sus yacimientos de aceite pesado en aguas profundas.

La especialidad de Aseguramiento del Flujo ha madurado y actualmente

implica una mayor definición de actividades, las cuales incluyen la

planeación, desarrollo, implantación, mantenimiento y operación de

tecnologías y estrategias para asegurar que el fluido sea producido

efectivamente, transportado y procesado en los sistemas petroleros en forma

segura y dentro de normas y estándares ambientales.1

A continuación se hace referencia a estudios realizados de aseguramiento de

flujo empleando simuladores dinámicos como OLGA®.

a) Ormen Lange es un yacimiento de gas ubicado a 100 km de la costa de

Noruega en profundidades que varían entre 850 y 1.100 metros. El

escenario de desarrollo seleccionado por Ormen Lange es un tie-back

submarino a un centro de procesamiento en tierra en Nyhamna.

El campo está situado en una zona deslizante prehistórico con diferentes

profundidades de agua, de 250 a 1.100 metros. El resultado es un fondo

marino muy desigual, con cumbres locales de 60 a 80 m de altura. La

pared del fondo es empinada, hasta 26 grados. Las condiciones

ambientales también son un reto.

Este estudio describe los retos de aseguramiento de flujo y soluciones

técnicas seleccionadas debido a las duras condiciones ambientales

específicas para el desarrollo de Ormen Lange, incluyendo:

- Lecho marino desigual combinado con larga distancia tie-back.

1 (REYES, 2005)

6

- Temperaturas bajo cero (-1°C).

En conjunto, esto hace que el proyecto Ormen Lange sea uno de los

desarrollos de campo más difíciles de todo el mundo con respecto al

aseguramiento de flujo.2

b) Un estudio de Aseguramiento de Flujo preliminar, para los pozos

exploratorios Trión-1 y Supremus-1 de PEMEX-PEP. El estudio bosqueja

la posible arquitectura submarina básica en esas instalaciones, sus

condiciones de operación más probables, así como los escenarios

potenciales de Aseguramiento de Flujo que PEMEX-PEP deberá de

tomar en cuenta para el diseño y operación óptima de esas instalaciones,

a partir de solo contar con el análisis PVT de los pozos.3

c) En Ecuador se han realizado varios estudios de aseguramiento de flujo

en algunos campos de Petroamazonas como: Eden-Yuturi, ITT (Ishpingo,

Tambococha, Tiputini), Apaica-Nenke, Campo Amistad, Auca, Sacha,

etc.

2 (ARILD WILSON, 2004) 3 (ROJANO JORGE, Aseguramiento de Flujo en los Pozos Trión-1 y Supremus-1, Cinturón Plegado Perdido, Golfo de México Norte, 2013)

7

CAPITULO 2. MARCO TEÓRICO

2.1. Descripción del Bloque 16.

El bloque 16 y Tivacuno se encuentra ubicado en la provincia de

Orellana, con una extensión de 131802.56 hectáreas para el bloque 16 y

7000 hectáreas para el bloque Tivacuno, ocupando parte del Parque

Nacional Yasuní y de la reserva étnica Waorani. El territorio del bloque

16 se encuentra en la jurisdicción político-administrativa de la parroquia

Cononaco del cantón Aguarico, y de la parroquia Dayuma del cantón

Francisco de Orellana.4

Figura 2.1.1 Ubicación geográfica del bloque 16.

Fuente: Repsol.

4 (MASABANDA, 2014)

8

2.2. Plataformas y Transferencia de Fluidos.

2.2.1. Recepción de los Fluidos de los Pozos Productores.

El fluido: crudo, agua, gas, extraído de los pozos, mediante equipos

electro sumergibles llega al cabezal de pozo y con su respectiva línea

de flujo es enviado al manifold que es un conjunto de válvulas que

nos permite direccionar el flujo hacia la línea de producción, o al

separador de prueba el mismo que nos permitirá conocer los datos de

producción del pozo seleccionado para evaluación.

2.2.2. Tratamiento y Control.

Los parámetros eléctricos y de presiones de los pozos, son

monitoreados y controlados, a través del PLC (Controlador Lógico

Programable), DSC (Sistema de Control Distribuido) y Keltronix,

además se realiza el tratamiento químico con el fin de controlar

emulsiones, corrosión y formación de escala, que nos permita

transferir el fluido en condiciones estables.

A los pozos seleccionados para prueba se le toma una muestra de

fluido con el propósito de determinar el % BS&W, ya sea por el

método de centrifugación o decantación, en función del porcentaje que

tenga el pozo.

2.2.3. Transferencia.

El fluido tratado y evaluado es direccionado al lanzador, aprovechando

la presión de la cabeza de los pozos, y transportado por la línea de

producción, hacia los recibidores de las plantas de tratamiento de SPF

y NPF para continuar con el proceso.

Las líneas de transferencia, están diseñadas para controlar el fluido

que se produce en cada well pad, y con los dispositivos de control y

9

seguridad (Válvulas SDV, check) en lanzadores, recibidores y los

cruces de los ríos, para reducir el impacto ambiental ante posibles

derrames por rotura de líneas.

Se mantiene un programa de envío de pigs más Biocidas, con el fin de

evitar la acumulación de sólidos, y proliferación de bacterias

corrosivas.

Tabla 2.2.1 Longitud, Diámetro y Volumen en las Líneas de Transferencias.

Wellpads Longitud [m] Diámetro [in] Volumen [Barril]

Bogi – Capirón 7.478 12,75 3.576

Capirón – NPF 8.226 14,00 6.198

Tivacuno – NPF 13.069 14,00 7.591

La Y – Iro A 5.404 12.75 2.584

Amo A – SPF 13.363 20,00 15.988

Ginta B – SPF 13.207 20,00 15.801

Iro A – SPF 15.810 16 11.718

Daimi B – SPF 4.900 16 3.632

Fuente: Repsol

2.3. Estaciones de Tratamiento de Crudo NPF, SPF

2.3.1. Recepción de Fluido de las Plataformas a las Estaciones de

Tratamiento

El fluido proveniente de las plataformas: crudo, agua y gas, ingresa a las

estaciones de tratamiento en NPF y SPF a través de los recibidores y

posteriormente, mediante un manifold se direcciona el fluido hacia el tren

A o tren B de separación en NPF y hacia los trenes A / B / C y al FWKO

(free water knockout) V-2104A de separación en SPF.

10

2.3.2. Sistema de Tratamiento de Crudo

Cada tren de tratamiento consta de: separador de agua libre,

intercambiador de calor, separador de producción y deshidratador

electrostático.

2.3.2.1. Separador de Agua Libre

Este es un separador trifásico el cual opera por diferencia de densidades

el crudo, agua que se encuentra en estado libre y el gas, manteniendo

parámetros adecuados de niveles a través del controlador de nivel LIC

(Controlador Indicador de Nivel), así como la presión con un controlador

PIC (Controlador Indicador de Presión).

El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los

generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha) en NPF /

SPF. En SPF además de estos generadores se dispone de una turbina

de generación eléctrica que opera tanto con combustible diésel como con

gas, de tal manera que la mayor parte del gas es utilizado por esta

turbina. El gas remanente es quemado en la tea.

El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del

porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W.

El agua separada del crudo es conducida hacia un sistema de

tratamiento.

2.3.2.2. Intercambiador de calor

El crudo que sale del separador de agua libre pasa por el intercambiador

de calor en donde se incrementa la temperatura manteniendo el control a

través del TIC (Controlador Indicador de Temperatura) y facilitar la

deshidratación.

11

2.3.2.3. Separador de Producción

Al igual que el separador de agua libre, es un equipo que opera con las 3

fases: Petróleo, agua y gas, separando las mismas en 3 corrientes

diferentes. El fluido que ingresa a este equipo proviene del

intercambiador de calor en donde se ha elevado su temperatura, lo cual

facilita la separación entre el agua y el petróleo crudo.

El control de niveles se realiza con un LIC, y el control de presión con un

PIC.

El gas liberado en este equipo es utilizado como combustible para los

generadores de energía eléctrica (Generadores Waukesha y turbina en el

SPF), y el gas remanente es quemado en la tea.

El crudo pasa al siguiente equipo de tratamiento realizando un control del

porcentaje de agua contenida en el aceite BS&W.


tratamiento.

2.3.2.4. Deshidratador electrostático

El separador electrostático separa crudo y agua mediante el

funcionamiento de un sistema de transformadores que elevan a un alto

potencial, el cual se rectifica obteniendo corriente continua que alimenta

a dos parrillas de polaridad opuesta; y debido a la bipolaridad de las

moléculas de agua, estas son atraídas a los polos opuestos ocasionando

un choque entre sí, lo que permite formar moléculas de mayor peso y

facilitar la precipitación, formando un nivel que es controlado por un LIC.

El crudo que sale de éste separador debe tener un BS&W igual o menor

a 0.5 % para ser considerado como crudo dentro de especificación de

despacho. Este fluido es conducido a los tanques de almacenamiento y

12

posteriormente bombeado hacia Shushufindi, realizando la contabilidad e

inventarios de tanques para el cálculo de producción y ser reportado en

el programa contable de producción.


tratamiento.

2.3.2.5. Tratamiento de agua de formación

El agua que sale de los equipos de deshidratación de crudo, es

conducida hacia un sistema de tratamiento (scrubber de agua), el cual

tiene la finalidad de extraer la mayor cantidad de aceite contenida en el

agua. Este sistema consta de separadores que forman niveles de agua y

la pequeña cantidad de crudo, los cuales son controlados por un LIC, así

como la presión con un controlador PIC y conducida a los tanques de

almacenamiento para posteriormente ser inyectada.

El agua producida y la inyectada en cada pozo son contabilizadas y

reportadas en los sistemas contables de producción.

2.3.2.6. Operación del tanque SLOP

Se disponen de un tanque en NPF y dos tanques en SPF, estos tanques

recogen los fluidos provenientes de las bombas que evacuan los

condensados del Tambor de Tea, estas bombas trabajan en automático y

tienen como finalidad mantener un nivel mínimo en este vessel.

Además periódicamente se realizan operaciones de overflow a los

tanques de almacenamiento de agua de formación para extraer la nata

de crudo que se ha separado, de esta manera se mejora la calidad de

agua de formación para su reinyección, al realizar esta operación el fluido

es direccionado a través de una línea de flujo al Tanque de Slop.

13

El fluido que llega a la piscina API tiene un proceso de separación de

crudo, el mismo que a través de una bomba neumática es enviado al

Tanque de Slop.

Cuando se realizan operaciones con el camión de succión (vacuum) al

recoger fluidos contaminados este vehículo descarga su contenido al

Tanque de Slop.

El tanque de Slop está provisto por un sistema de calentamiento térmico

el cual permite mantener una temperatura adecuada, además se tiene

instaladas dos bombas para a través de las cuales enviar a reproceso

todo fluido que llegue a este tanque, de esta manera se tiene un circuito

cerrado de reproceso de todos los fluidos.

2.3.2.7. Operación del Close Drain

El Close Drain es un recipiente cerrado el cual recoge todos los drenajes

de los equipos de la planta que contienen fluidos contaminantes como

son entre otros: drenajes de las bombas de transferencia de crudo,

bombas de inyección de agua de formación, drenajes de aceite térmico,

drenajes de los vessels de tratamiento de crudo, drenajes de

condensados, son fluidos compuestos por crudo y como tal deben ser

reprocesados, para lo cual este vessel tiene instaladas un sistema de

bombas que trabajan en automático mediante switchs de alto y bajo nivel

los cuales dan permisivo para prender y apagar estas bombas,

garantizando de esta manera una operación de reproceso continuo

dando lugar a un proceso cíclico por cuanto una vez que se reprocesa el

fluido se lleva a cabo la separación de agua y crudo para los fines

consiguientes.

14

2.4. Transporte de Crudo SPF, NPF, Shushufindi, Lago

El transporte de fluido se realiza a través de un oleoducto enterrado en

su mayor parte. La energía motriz para desplazar el crudo es producida

mediante bombas centrífugas. Para su operación y mantenimiento se

consideran los criterios de la norma ISO 50001 sobre eficiencia

energética.

2.5. Pozos y Manifolds de Producción.

La producción de fluido multifásico (agua, crudo y gas) de los pozos

productores es direccionada a los ductos secundarios a través de los

manilfolds, para que sean transportados y procesados en las facilidades

de producción del SPF y NPF.

2.6. Envío y Recepción de Pigs.

El envío y recepción de pigs se realiza según el cronograma y

periodicidad establecida (frecuencia semanal).

Luego de recibir el Pig, se realiza una inspección detallada de las

condiciones en que llegó al punto de recepción. 5

2.7. Aseguramiento de Flujo con OLGA®.

El Aseguramiento de Flujo es responsable del éxito del transporte del

fluido desde el reservorio hasta el punto de venta.

Aseguramiento del flujo se define como el conjunto de actividades

orientadas a la prevención, control y remediación de obstrucciones y

condiciones inestables en el flujo de hidrocarburos, para lo cual se

requiere:

5 (REPSOL, 2015)

15

- Un profundo conocimiento de las propiedades de los fluidos

producidos, transportados y procesados,

- Análisis térmico e hidráulico detallados del sistema,

- El desarrollo de estrategias para el control de sólidos tales como

hidratos, parafinas, asfáltenos e incrustaciones.

Los objetivos principales del aseguramiento del flujo son:

- Mantener la trayectoria del flujo abierta en todo momento,

- Mantener el perfil de producción a lo largo de la vida operativa del

sistema,

- Minimizar las salidas de operación por trabajos de remediación o

mantenimiento.

El aseguramiento de flujo maneja una gran cantidad de depósitos

sólidos, tales como hidratos, asfaltenos, incrustaciones, parafinas, etc.,

los cuales pueden además interactuar entre sí y ocasionar

taponamientos catastróficos en tuberías.

Para evitar o prevenir los efectos transitorios o “accidentes” operativos

más probables, es necesario modelar y simular en forma dinámica, todos

y cada uno de los modos y maneras de operación normal y de

contingencia que se puedan generar durante la vida útil de operación de

la plataforma y del resto del sistema, incluyendo la evolución o cambios

en los componentes del sistema, los incrementos o decrementos en la

producción, etc. Además de tomar una actitud preventiva y de planeación

para evitar el taponamiento de las tuberías.6

2.7.1. Metodología y Análisis.

El aseguramiento del flujo es una serie de técnicas y metodologías que

se apoyan en la tecnología más avanzada para transporte de fluidos en

6 (GOMEZ, 2010)

16

flujo multifásico en régimen dinámico, comportamiento de fase y

fisicoquímica de los fluidos producidos. Esta técnica se complementa con

dosificar los productos químicos necesarios y administrar la posible

formación de fases sólidas y la pérdida de calor del fluido en el

transporte, evitar la formación de tapones que evitan el flujo de fluidos

por los sistemas de producción, así como la prevención de procesos y

eventos que pongan en riesgo la integridad física de estos sistemas (por

ejemplo, golpe de ariete, corrosión, incremento súbito de líquidos, entre

otros).

Es entonces la aplicación de tecnologías que comprenden un conjunto

de modelos predictivos confiables que permitan estimar, planear, diseñar,

operar y mantener una buena identificación y estimación de agentes o

factores que impidan el flujo en el sistema de producción para la correcta:

- Optimización, prevención y control de formación de sólidos,

- Control de pérdidas de calor,

- Optimización y dosificación de químicos,

- Optimización

2.7.2. Herramientas Requeridas.

Modelos de Diagnóstico y Prognosis: se requiere generar 2 modelos, los

cuales son esenciales para aplicar la metodología de análisis:

- Modelo PVT de los fluidos producidos,

- Modelo Termo-hidráulico en régimen dinámico del sistema de

producción que se esté analizando y que incluya la correcta

predicción y estimación del problema en estudio.

Estos dos modelos permitirán diagnosticar el estado operacional del

sistema una vez que se verifiquen y validen estos modelos con

representaciones reales del sistema de producción. La parte esencial

más importante de la fase de validación del modelo, es la que tendrá el

17

modelo dinámico de simulación de tipo predictivo, ya que permitirá

analizar todo tipo de estrategias operativas y de mantenimiento para

asegurar el flujo durante la vida útil del sistema y por ende generar las

prognosis necesarias para optimizar la operación del sistema.

Dado que las condiciones de operación del sistema cambian debido a la

declinación de la energía del yacimiento, el modelo dinámico del sistema

de producción requiere de un mantenimiento continuo que dependerá

estrechamente del monitoreo permanente de las condiciones de presión,

temperatura, flujos y composición de los fluidos en las fuentes del

sistema.

En consecuencia, es necesaria la implantación de un sistema de

medición que permita la realimentación al modelo de estas nuevas

condiciones de producción impuestas por el comportamiento del

yacimiento. Aun cuando el mismo modelo debe ser capaz por sí mismo

de generar estas predicciones de operación del sistema de producción a

partir del modelo de simulación del yacimiento; sin embargo, esta

premisa sería válida si las incertidumbres del modelo dinámico del

yacimiento es correcta y sabemos que hay y habrá grandes

incertidumbres en estos modelos del yacimiento, por lo que es entonces

doblemente importante la implantación de este sistema de medición y

monitoreo en línea pues servirá para ambos modelos yacimiento-sistema

de producción.

Estos sistemas conocidos como SCADA, existen desde hace algunos

años en algunos sistemas de producción y actualmente son capaces de

generar perfiles de temperatura y presión en pozos y tuberías, así como

en el equipo de proceso en tiempo de forma continua.

Los flujos multifásicos y composiciones de las corrientes en el sistema

están empezando también a ser monitoreadas, pero este es un proceso

que dista aún de efectuarse en forma continua, pero la frecuencia de

18

estas mediciones es cada vez más alta y precisa, lo suficientemente

precisa como para crear un circuito de realimentación entre modelos de

simulación dinámica yacimiento-sistema de producción y proceso con los

sistemas de medición, monitoreo de operación y control.

Esta integración nos capacita a generar un cuarto de control único para

la optimización del sistema mediante simulaciones de tipo predictivo-

preventivo y generar las estrategias, procedimientos de operación y

mantenimiento, en las cuales se embeben las guías y normas de

aseguramiento del flujo, así como la administración del riesgo operativo y

ambiental de ese sistema de producción, a lo largo de la vida de éste.

Entre las implicaciones de la implantación de esta metodología es fácil

discernir que la recuperación de hidrocarburos será también optimizada.

Las sobre estimaciones o factores de seguridad en ingeniería

descenderán, tanto en los aspectos del tratamiento químico de los fluidos

producidos como en evitar los peores escenarios operacionales posibles

y en general las técnicas de remediación serán minimizadas en su uso,

pues se reducirían mediante mantenimientos preventivos que

minimizarán el tipo de paro de operaciones que podrían derivarse de la

operación del sistema de producción.

Para la disciplina de Aseguramiento de Flujo se han creado simuladores,

uno de los cuales es OLGA®, que tiene la particularidad de ser un

simulador en estado dinámico.

La forma más simple para resolver las ecuaciones involucradas en la

Producción multifásica es suponer condiciones de estado estacionario;

es decir, sin cambio; por ejemplo, la presión en cada punto de un

yacimiento no cambia con el tiempo. En la práctica, muy pocos

yacimientos operan bajo condiciones de estado estacionario. Es un

hecho que la mayoría de los yacimientos presentan cambios en su

presión conforme pasa el tiempo. A pesar de esto muchos simuladores

19

son desarrollados bajo régimen estacionario por lo que, si queremos

resultados más aproximados necesitamos herramientas que se apeguen

más a la realidad.

2.8. Producción Multifásica.

El flujo multifásico, como su nombre lo indica, es el movimiento de

mezclas de fluidos que presentan diferencias en sus propiedades. Para

diferenciar la corriente de gas y de líquido, se utilizan las letras G y L

respectivamente, la figura inferior muestra ejemplos de flujos multifásicos

en la producción de hidrocarburos.7

Figura 2.8.1 Flujos Multifásicos en la Producción de Hidrocarburos.

Fuente: Yépez Rubén. Elaboración de Esquemas para el Transporte de Fluidos (Crudo Multifásico, Crudo Limpio y Gas) en la Faja Petrolífera del Orinoco. Puerto de la Cruz, Mayo 2009.

La combinación de fluidos puede estar presente desde el reservorio

hasta las facilidades de recepción. En algunos casos, alguna de las fases

se puede originar durante el transporte, principalmente debido a la

disminución de la temperatura, por ejemplo, la formación de condensado

de hidrocarburos, agua libre, hidratos o parafinas. En la figura inferior se

puede observar un ejemplo de flujo multifásico en una línea de

transporte.

7 (YEPEZ RUBEN, 2009)

20

Figura 2.8.2 Ejemplo de flujo multifásico en una línea de transporte.

Fuente: Yépez Rubén. Elaboración de Esquemas para el Transporte de Fluidos (Crudo Multifásico, Crudo Limpio y Gas) en la Faja Petrolífera del Orinoco. Puerto de la Cruz, Mayo 2009.

2.8.1. Propiedades Físicas y Definiciones Básicas

Es evidente que al fluir dos fases simultáneamente, lo pueden hacer en

formas diversas. Cada una de estas formas representa una distribución

relativa de una fase con respecto a la otra, constituyendo un patrón o tipo

de flujo.8

2.8.1.1. Patrón de Flujo.

Se define como la distribución geométrica o volumétrica de las fases.

En las Figuras inferiores se muestran los diferentes patrones de flujo

observados en tuberías verticales y horizontales.

8 (GOMEZ ERIK, 2010)

21

Figura 2.8.3 Patrones de Flujo en Tubería Horizontal.

Fuente: Gómez Erik. Memorias de Trabajo sobre Aseguramiento de Flujo Utilizando el Simulador Dinámico OLGA.

Cabe destacar que no todos los patrones de flujo ocurrirán

simultáneamente en una tubería de producción. Pero se pueden

presentar dos o, posiblemente tres patrones de flujo con sus zonas de

traslape.

Figura 2.8.4 Patrones de flujo en tubería vertical


22

Flujo Estratificado

En este patrón flujo la mayor parte del líquido se desplaza en el fondo de

la tubería y el gas en la parte superior de la tubería, formando así, una

interfase entre líquido y gas.

Flujo Anular

En este patrón de flujo una de las fases forma una película alrededor de

la pared interna de la tubería, la fase que presenta la mayor velocidad se

encuentra en contacto con la otra fase, ya que la fase que se encuentra

en contacto con la tubería es más lenta.

Flujo Burbuja

En este patrón las burbujas de gas se desplazan en la parte superior de

la tubería de producción aproximadamente a la misma velocidad que el

líquido.

Flujo Bache o Slug

En este patrón de flujo la velocidad del gas es muy alta y propicia el

levantamiento de ondas periódicas a lo largo de la tubería.

Resbalamiento

Es un término usado para describir el fenómeno natural de mayor

velocidad de una de las dos fases. La resistencia al flujo por fricción es

mucho menor en la fase gaseosa que en la fase líquida. La diferencia de

compresibilidad entre el gas y líquido, hace que el gas en expansión viaje

a mayor velocidad que el líquido.

23

- En general, el gas en las líneas de transporte se mueve más rápido

que el líquido debido a su menor densidad y viscosidad,

- A la relación entre la velocidad promedio de las fases gas y líquido se

define como resbalamiento.

2.8.1.2. Colgamiento de Líquido o Fracción Volumétrica de Líquido

(Hold up)

Es la relación entre el volumen de líquido existente en una sección de

tubería a las condiciones de flujo, y el volumen de la sección aludida.

Esta relación de volúmenes depende de la cantidad de gas y líquido que

fluyen simultánemente en la tubería.

La fracción líquida se define para tuberías como la relación entre el área

ocupada por el líquido y el área total.

𝐻𝐿 =𝐴𝐿

𝐴𝐿 + 𝐴𝐺

Ecuación 1

𝐻𝐿 + 𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 = 1 Ecuación 2

𝐴𝑇 = 𝐴𝐿 + 𝐴𝐺 Ecuación 3

Dónde:

𝐻𝐿 = 𝐻𝑜𝑙𝑑 𝑢𝑝

𝐴𝑇 = á𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜

𝐴𝐺 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠

𝐴𝐿 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

24

Figura 2.8.5 Diagrama Esquemático del Colgamiento (Hold up).


2.8.1.3. Velocidades de las fases

La velocidad de cada fase se puede definir en términos de la fracción

volumétrica de líquido.

𝑣𝑔 =𝑄𝑔

𝐴𝐺 Ecuación 4

𝑣𝑙 =𝑄𝑙

𝐴𝐿 Ecuación 5

Dónde:

𝑣𝑔 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠

𝑣𝑙 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑄𝑔 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠

𝑄𝑙 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜



25

Velocidades superficiales de las fases:

La velocidad superficial del fluido es aquella que se obtiene al suponer

que la fase ocupa la totalidad del área del ducto.

𝐴𝑇 = 𝐴𝐺 + 𝐴𝐿 Ecuación 6

𝑣𝑆𝐺 =𝑄𝑔

𝐴𝑇 Ecuación 7

𝑣𝑆𝐿 =𝑄𝑙

𝐴𝑇 Ecuación 8

Dónde:

𝐴𝑇 = á𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜



𝑣𝑠𝑔 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠

𝑣𝑠𝑙 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑄𝑔 = 𝑔𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠

𝑄𝑙 = 𝑔𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

Velocidad de la mezcla:

La velocidad de la mezcla se define en términos de las velocidades

superficiales.

𝑣𝑚 = 𝑣𝑆𝐿 + 𝑣𝑆𝐺 Ecuación 9

Dónde:

𝑣𝑚 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎

𝑣𝑠𝑔 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠

𝑣𝑠𝑙 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜

26

Velocidad Erosional9

Líneas de flujo, manilfods de producción, cabezales de producción que

transportan gas y líquido en flujo bifásico su tamaño debe diseñarse

principalmente en base de la velocidad del flujo. La experiencia ha

demostrado que la pérdida de espesor de pared se produce por un

proceso de erosión/corrosión. Este proceso se acelera por las altas

velocidades de fluido, presencia de arena, contaminantes corrosivos,

tales como C02 y H2S, y accesorios que perturban la trayectoria de flujo,

tales como codos.

El procedimiento para establecer la "velocidad erosional” se puede

utilizar cuando no se dispone de información específica en cuanto a las

propiedades erosivas/corrosivos del fluido.

La velocidad por encima del cual se puede producir la erosión puede ser

determinada por la siguiente ecuación empírica:

𝑉𝑒 =𝐶

√𝜌𝑚

Dónde:

Ve= fluido velocidad de erosión, pies / segundo

C= constante empírica

𝜌𝑚 = densidad de la mezcla de gas/líquido a presión y la temperatura de

flujo, lbs / ft3.

Experiencia en el sector hasta la fecha indica que para fluidos libres de

sólidos el valore de C=100 para servicio continuo y C=125 para servicio

intermitente son valores conservadores. Para fluidos libre de sólidos en

9 (API RECOMMENDED PRACTICE 14E, 2007)

27

los que no se prevé la corrosión o cuando la corrosión se controla

mediante la inhibición o mediante el empleo de aleaciones resistentes a

la corrosión, los valores de C=150 a 200 se pueden usar para servicio

continuo; valores de hasta 250 han sido utilizados con éxito para el

servicio intermitente. Si se prevé que la producción de sólidos,

velocidades de fluido deben reducirse significativamente, diferentes

valores de "C" se puede utilizar en estudios de aplicación específicos que

han demostrado ser apropiado.

28

CAPITULO 3. PARTE EXPERIMENTAL

3.1. Desarrollo

Para el desarrollo de este proyecto, se toma en cuenta el ducto

secundario de 20” que transporta fluido multifásico de las plataformas de

Ginta A, Ginta B, Iro B y un manifold de Iro A (pozos Iro A21Us, Iro A35,

Iro A37, Iro A28, Iro A45, Iro A19, Iro A32, Iro A31, Iro A15, Iro A14, Iro

A30). Las aplicaciones que se emplean son el software OLGA® para el

análisis de las variables operacionales y PVTsim® para la

caracterización de los fluidos empleados en las simulaciones.

Se realiza la inspección de las facilidades de producción del SPF,

específicamente de las plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro B, Iro A y

planta de procesamiento SPF.

La información compilada para las líneas que alimentan al ducto

secundario de fluido de 20” Ginta B – SPF está basada en:

- PVT de las zonas productoras de las plataformas de Ginta A, Ginta B,

Iro A e Iro B,

- Especificaciones técnicas de los ductos y ramales, como altimetría,

diámetros, espesores de las capas que actúan como aislamiento

térmico del ducto enterrado,

- Producción de agua, crudo y gas asociado a la producción de las

plataformas,

- Condiciones operativas de presión y temperatura medidas a la salida

de las plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A, Iro B y llegada en SPF.

La información compilada se emplea para la caracterización de los

fluidos de las plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B y para la

29

simulación dinámica de flujo multifásico de tipo predictivo que asegure la

operación óptima durante la vida de producción del sistema.

Para generar el modelo de simulación base del fluido, se utilizó la

información y datos de partida entregados por Repsol. Los datos

utilizados para construir los modelos de simulación, corresponden a los

del 21 de octubre del 2015. En la siguiente tabla se muestra los valores

de temperatura y caudal utilizados para el desarrollo del modelo.

Tabla 3.1.1 Producción por Plataforma.

PAD GAS

(MSCFD)

AGUA

(BAPD)

CRUDO

(BPPD)

FLUIDO

TOTAL

(BFPD)

GOR

(SCFD/STBD)

BSW

(%)

GINTA A 145.3

24966.

5 892.6 25859.1 162.8 0.965

IRO A 12 542.2

72483.

1 2512.3 74995.4 215.8 0.967

IRO B 190.5

22029.

1 872.5 22901.6 218.3 0.962

GINTA B 452.8

77247.

5 2915.3 80162.8 155.3 0.964

Fuente: Repsol

En el caso de los sistemas de producción, los diámetros de las tuberías

utilizados en el modelo son los siguientes.

Tabla 3.1.2 Longitud y Diámetro de las Tuberías del Sistema de Producción.

Tubería Longitud (m) Diámetro interno (in)

Ginta B-SPF 13,100.0 19.376

Ramal Iro B 360.0 12.250

Iro A 12-La Y 4,585.0 12.250

Ramal Iro 01 200.0 10.020

30

Tubería Longitud (m) Diámetro interno (in)

Ramal Ginta A 160.0 15.376

Fuente: Repsol

3.2. Composición del Fluido.

Dado que no se tiene la composición detallada de los fluidos producidos

por los campos del Sur. Como una primera aproximación, se acordó

emplear los datos globales obtenidos en campo y utilizar reportes PVT

representativos para generar las composiciones de cada pad por

mezclado.

3.2.1. Caracterización de Fluidos.

La caracterización de los fluidos se entiende al proceso mediante el cual

se obtiene una composición para los fluidos, donde las propiedades de

todos los componentes en la mezcla son conocidas.

Para la caracterización es necesario seleccionar la ecuación de estado,

PVTsim® tiene programadas la ecuación de estado de Peng-Robinson y

la de Soave-Redlich-Kwong. Para los fluidos densos de Repsol se

emplea la translación de volumen de Peneloux para mejorar la predicción

de la densidad de líquido.

El proceso de caracterización empleado PVTSim® se resume a

continuación.

- En la interfaz de PVTsim® crear una base de datos vacía,

- Seleccionar la ecuación de estado Peneloux para llevar a cabo la

caracterización,

- Seleccionar las opciones de caracterización de la fracción pesada,

- Heavy. Para caracterización hasta C200.

- Seleccionar el número de pseudo componentes en que se dividirá la

fracción pesada,

31

- Agregar un fluido a la base de datos,

- Plus fraction. Fluido que contiene una fracción pesada.

- Guardar el fluido caracterizado.

El proceso de caracterización de los diferentes Pads de acuerdo a los

PVT disponibles y a sus respectivas producciones fue el siguiente:

- Ponderación de la densidad API por pad,

- De acuerdo a la densidad API ponderada y a las arenas de las que

produce cada campo, se caracterizaron los PVT ajustando a la API

reportada en el PVT,

- Dado que existían diferentes PVTs, y a su vez, no se poseían de

todas las arenas productoras, se tomaron como representativos a

aquellos que tenían una densidad API similar a la reportada en

campo. Cuando no se tenía un PVT que estuviera dentro de la

densidad reportada en campo, se mezclaron el de densidad más baja

y más alta hasta obtener una densidad similar a la reportada en

campo,

- Una vez ajustado el fluido para reproducir las densidades del aceite

de cada pad, éste se separó en gas y aceite y posteriormente se

recombinaron los componentes hasta ajustar a la GOR reportada en

campo.

En las siguientes Tablas se muestra la composición caracterizada del

fluido representativo por cada pad.

Tabla 3.2.1 Composición de Ginta B.

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)

Densidad de líquido

(g/cm³)

N2 0.566 28.014

CO2 0.836 44.010

C1 13.346 16.043

32

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

C2 3.868 30.070

C3 5.418 44.097

iC4 1.028 58.124

nC4 3.040 58.124

iC5 1.268 72.151

nC5 1.399 72.151

C6 2.175 86.178 0.664

C7 4.272 96.000 0.856

C8 4.000 107.000 0.868

C9 3.745 121.000 0.879

C10-C14 15.436 159.562 0.906

C15-C18 9.168 227.766 0.936

C19-C22 7.046 282.334 0.957

C23-C26 5.415 337.125 0.973

C27-C32 5.865 406.319 0.991

C33-C38 3.951 490.319 1.008

C39-C46 3.340 586.184 1.025

C47-C60 2.901 730.233 1.045

C61-C200 1.917 1054.687 1.081

Fuente: Reporte Generado en PVTSim® para el Fluido de Ginta B.

Tabla 3.2.2 Composición de Iro A.

Componente

Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

N2 0.657 28.014

CO2 1.049 44.010

C1 28.139 16.043

C2 4.014 30.070

33

Componente

Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

C3 2.290 44.097

iC4 0.625 58.124

nC4 1.292 58.124

iC5 0.707 72.151

nC5 0.764 72.151

C6 1.909 86.178 0.664

C7 1.231 96.000 0.738

C8 4.720 107.000 0.765

C9 4.678 121.000 0.781

C10-C17 14.506 177.281 0.825

C18-C23 7.458 284.814 0.874

C24-C29 6.314 364.572 0.924

C30-C36 5.454 455.405 0.967

C37-C43 3.940 553.405 1.006

C44-C52 3.505 663.680 1.041

C53-C64 2.886 807.295 1.080

C65-C83 2.269 1012.751 1.125

C84-C200 1.595 1453.822 1.200

Fuente: Reporte Generado en PVTSim® para el Fluido de Iro A.

Tabla 3.2.3 Composición de Ginta A.

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

N2 0.643 28.014

CO2 0.868 44.010

C1 14.779 16.043

C2 3.764 30.070

C3 4.721 44.097

34

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

iC4 0.899 58.124

nC4 2.718 58.124

iC5 1.194 72.151

nC5 1.336 72.151

C6 2.139 86.178 0.664

C7 4.265 96.000 0.856

C8 3.993 107.000 0.868

C9 3.739 121.000 0.879

C10-C14 15.409 159.562 0.906

C15-C18 9.152 227.766 0.936

C19-C22 7.033 282.334 0.957

C23-C26 5.405 337.125 0.973

C27-C32 5.855 406.319 0.991

C33-C38 3.944 490.319 1.008

C39-C46 3.334 586.184 1.025

C47-C60 2.896 730.233 1.045

C61-C200 1.913 1054.687 1.081

Fuente: Reporte Generado en PVTSim® para el Fluido de Ginta A.

Tabla 3.2.4 Composición de Iro B.

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

N2 1.533 28.014

CO2 1.303 44.010

C1 26.272 16.043

C2 3.523 30.070

C3 2.530 44.097

iC4 0.726 58.124

35

Componente Mol

%

Peso molecular

(g/mol)


(g/cm³)

nC4 1.325 58.124

iC5 0.741 72.151

nC5 0.701 72.151

C6 1.649 86.178 0.664

C7 2.212 96.000 0.805

C8 4.370 107.000 0.793

C9 4.257 121.000 0.806

C10-C14 5.101 159.534 0.893

C10-C17 9.354 177.281 0.825

C15-C18 3.016 227.747 0.923

C19-C22 7.117 284.004 0.897

C23-C26 1.767 337.107 0.960

C24-C29 4.071 364.572 0.924

C27-C31 1.637 400.132 0.976

C30-C36 3.517 455.405 0.967

C32-C37 1.363 476.278 0.992

C37-C43 2.541 553.405 1.006

C38-C46 1.249 577.798 1.010

C44-C52 2.260 663.680 1.041

C47-C59 0.879 725.060 1.031

C53-C64 1.861 807.295 1.080

C65-C83 1.463 1012.751 1.125

C60-C200 0.634 1037.554 1.066

C84-C200 1.029 1453.822 1.200

Fuente: Reporte Generado en PVTSim® para el Fluido de Iro B.

El fluido caracterizado se emplea posteriormente para la generación de

las tablas de propiedades.

36

3.2.2. Elaboración de Tablas de Propiedades

Es necesario generar una tabla de propiedades para cada ramal en el

cual se considere que la composición global se mantiene constante. Para

generar la tabla de propiedades debe emplearse PVTsim®. Al tener

datos experimentales de viscosidad, se puede hacer un ajuste el cual se

almacena junto con la composición del fluido, el modelo ajustado de

viscosidad se emplea para la elaboración de la tabla. Para generar la

tabla deben definirse los siguientes valores.

- Intervalo de temperatura (mínimo y máximo),

- Intervalo de presión (mínimo y máximo),

- Número de puntos de temperatura y presión.

Tabla 3.2.5 Rango para Construir la Tabla de Propiedades.

Presión mínima [psig] 14

Presión máxima [psig] 3000

Número de puntos de presión 50

Temperatura mínima [°F] 60

Temperatura máxima [°F] 300

Número de puntos de temperatura 50

Fuente: Datos Ingresados en PVTSim® para la Caracterización de Fluidos.

3.3. Simplificación y Discretización del Perfil de Tubería.

En la construcción del modelo del sistema, es importante el perfil de la

tubería. En la simulación se divide la tubería en tubos (o PIPES dentro

del entorno de OLGA®), que corresponde a tramos de tubería de

longitud e inclinación definidos, así como también diámetro y rugosidad

relativa constantes.

37

Los tubos deben dividirse en secciones (SECTIONS en el entorno de

OLGA), de acuerdo a lo indicado en la figura 3.3.1.

Figura 3.3.1 Un PIPE Dividido en SECTIONS.

Fuente: SPT Group, Notas sobre construcción

de modelos de simulación.

Con la finalidad de minimizar el tiempo de cómputo para la simulación, se

requiere simplificar el perfil para obtener secciones más largas. La

simplificación se efectúa en dos etapas.

3.3.1. Filtrado

Etapa donde se remueven los puntos que no contribuyen de forma

significativa con el perfil. El filtrado se representa en la figura 3.3.2.

Figura 3.3.2 Proceso de Filtrado.



Para este procedimiento se especifican rectángulos de largo L y alto dy

en la tubería, los puntos que se encuentran dentro del rectángulo son

eliminados, los que están fuera se conservan.

38

3.3.2. Simplificación

La simplificación se lleva a cabo eliminando segmentos, se pierde

información del largo de la tubería y del ángulo inclinación de los

segmentos, tal como se muestra en la figura.

Figura 3.3.3 Proceso de Simplificación.

Fuente: SPT Group, Notas sobre construcción de

modelos de simulación.

En la figura 3.3.3 parte a) se observa que se pierde parte de la longitud

de la tubería al eliminar los puntos, así también los ángulos de inclinación

resultantes no corresponden con los del perfil original.

Una vez obtenido el modelo simplificado se discretiza, para esto cada

PIPE se divide en un número secciones las cuales son utilizadas para

realizar el cálculo numérico.

Todas las acciones descritas anteriormente, se realizan utilizando el

Geometry Editor de OLGA®.

Las especificaciones ingresadas al editor de geometría para crear el

perfil de tubería del ducto Ginta B – SPF se registran en la Tabla 1.5.1 de

este documento.

Los perfiles topográficos de las tuberías de los sistemas de producción,

poseen secciones muy pequeñas que generan incremento en el tiempo

de simulación por lo cual fue necesario simplificar los perfiles de manera

39

que se conserve los tramos o secciones de tubería que contribuyen

significativamente con la inclinación.

La figura 3.3.4 muestra la comparación entre el perfil detallado y

simplificado. La línea azul representa el perfil detallado y la roja el

simplificado.

Figura 3.3.4 Perfil Topográfico del Ducto Ginta B - SPF.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Ginta B – SPF.

En las figuras 3.3.5 hasta la 3.3.9 se representa el perfil topográfico a

altimetría simplificado de los segmentos correspondientes a los ductos

Iro A – Iro 01, Iro 01 – La Y, Ginta B – Ginta A, Ginta A – La Y y La Y –

SPF.

200

210

220

230

240

250

260

270

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

Y (

m)

Desplazamiento (m)

Perfil topográfico Ginta B-SPF

Original Simplificado

40

Figura 3.3.5 Perfil o Altimetría del ducto Iro A - Iro 01.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Iro A – Iro 01.

Figura 3.3.6 Perfil o Altimetría del ducto Iro 01 - La Y.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Iro A – Iro 01.

41

Figura 3.3.7 Perfil o Altimetría del ducto Ginta B – Ginta A.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Ginta B – Ginta A.

Figura 3.3.8 Perfil o Altimetría del ducto Ginta A - La Y.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Ginta A – La Y.

42

Figura 3.3.9 Perfil o Altimetría del ducto Tramo Iro A – La Y.

Fuente: Reporte Generado en OLGA® para el Ducto Iro A – La Y.

3.4. Especificaciones para el Cálculo de Transferencia de Calor.

En OLGA para la transferencia de energía hacia el medio ambiente es

necesario establecer las propiedades de los materiales sólidos

(densidad, conductividad térmica y capacidad calorífica) para modelar la

transferencia de calor por conducción. La configuración de la pared

dependerá de donde se encuentre ubicada la tubería.

Figura 3.4.1 Ejemplo de Paredes que Rodean a una Tubería.

Fuente: SPT Group, Notas sobre

construcción de modelos de simulación.

43

3.4.1. Especificaciones ambientales.

Las condiciones ambientales del Bloque 16 establecidas para la

simulación son:

- Interpolación de la transferencia de calor: por secciones,

- Temperatura ambiente: 80°F,

- Medio donde se disipa la energía: aire,

- Velocidad del aire: 3 m/s,

- Profundidad promedio de la tubería: 162.33 in.

Figura 3.4.2 Especificaciones ambientales para la transferencia de calor.

Fuente: OLGA®, Repsol.

3.4.2. Materiales que definen la transferencia de calor.

Los materiales que se requieren para la simulación son:

44

3.4.2.1. Propiedades de la Capa de Arena o Arcilla

Las propiedades de la capa de arena o arcilla son:

- Capacidad calorífica: 836 J/ Kg-C,

- Conductividad: 2,865 W/m-C,

- Densidad: 1790 Kg/m3.

Figura 3.4.3 Propiedades de la Capa de Arena o Arcilla.


3.4.2.2. Propiedades de Acero al Carbono.

Las propiedades de la capa acero al carbono son:


- Conductividad: 45 W/m-C,


45

Figura 3.4.4 Propiedades de la Capa de Acero al Carbono.


3.4.2.3. Propiedades de Poly Propylen.

Las propiedades de la capa de Proly Propylen son:


- Conductividad: 0.4 W/m-C,


Figura 3.4.5 Propiedades de la Capa de Acero al Carbono


46

3.4.3. Propiedades de las Paredes del Ducto.

Las propiedades de las paredes son:

- Material: Carbon Steel, Arena,

- Espesores: 0,315; 162,331,

- Diámetro interno del ducto: 10”.

Figura 3.4.6 Propiedades de las Paredes de un Ducto.


3.5. Configuración del Sistema de Simulación en OLGA®.

La configuración del modelo de simulación para el ducto de producción

de 20” Ginta B – SPF, cuenta con los siguientes nodos, flowpaths y

herramientas descritos en la tabla inferior.

47

Tabla 3.5.1 Componentes del modelo de simulación de Ginta B – SPF en OLGA®.

Componentes de

OLGA Representación Descripción

Flowpaths

Línea de fluido

multifásico Ginta B -

Ginta A.

- Segmento de análisis.

- Transporta fluido multifásico.

- Su configuración cuenta con

1pipes divido en 2 secciones,

para facilidades de iteración de

cálculos.

- Diámetro interno: 19.376 in.

Línea de fluido

multifásico Ginta A -

La Y.



- Su configuración cuenta con 39

pipes divido en 78 secciones,


cálculos.


Línea de fluido

multifásico Iro A -

Iro B.






cálculos.


48

Componentes de


Línea de fluido

multifásico Iro B -

La Y.






cálculos.


Línea de fluido

multifásico La Y -

SPF.

- Segmento principal de análisis.





cálculos.


Ramal de fluido

multifásico

GINTA_A -

GINTA_B.

- Segmente secundario.

- Transporta fluido multifásico de

los pozos productores de Ginta A.


pipes divido en 7 secciones, para

facilidades de iteración de

cálculos.


49

Componentes de


Ramal de fluido

multifásico IRO_B -

RAMALIRO_B.


- Transporta fluido multifásico de

los pozos productores de Iro B.




cálculos.


Ramal de agua S-

Recirculación -

GINTA_B.


- Transporta agua de

recirculación.


pipes divido en 2 secciones, para

facilidades de iteración de

cálculos.


Nodos

Fuente de

recirculación de

agua.

- Nodo de tipo MASSFLOW.

- Representa fuente de agua.

Fuente de Fluido

Ginta B.


- Representa fuente de fluido

multifásico.

Fuente de Fluido

Ginta A.



multifásico.

Fuente de Fluido Iro

A.



multifásico.

50

Componentes de


Fuente de Fluido Iro

B.



multifásico.

Estación SPF.

- Nodo de tipo PRESSURE.

- Representa la llegada a la

estación SPF

Herramienta Pig - Lanzamiento de pig

Fuente: OLGA®.

La configuración de los modelos de simulación para el ducto de

producción de 20” Ginta B – SPF, con los ramales y plataformas están

representados gráficamente en las figuras 3.5.1 y 3.5.2 por nodos,

flowpaths y una herramienta conocida como pig, es decir, con la

información registrada en la tabla anterior.

En la figura 3.5.1 se modela el caso base y los escenarios con

recirculación de agua que se explican más a detalle en la sección 4 de

este documento.

En la figura 3.5.2 se modela el caso base simulando el envío de un pig

desde Ginta B hacia la planta de procesamiento SPF, de igual manera

que el caso anterior este escenario de simulación se explica más a

detalle en la sección 4 de este documento.

51

Figura 3.5.1 Modelo para el Ducto de Producción Ginta B - SPF en OLGA®, sin Envío de Pig.


52

Figura 3.5.2 Modelo para el Ducto de Producción Ginta B - SPF en OLGA®, con Envío de Pig.


3.6. Verificación y Validación del Modelo de Simulación.

La verificación y validación del modelo de simulación para el ducto Ginta

B - SPF se realiza en función de las principales variables de presión y

temperatura; comparando los resultados obtenidos en el caso base con

los datos de operación reportados en campo. El caudal se considera la

medición realizada en campo.

53

Tabla 3.6.1 Presiones calculadas en los Pads del sistema de fluido.

Pad Presión (psig)

% Desviacion Reportada Calculada

Iro B 285.9 296.5 -3.7

Ginta B 327.2 350.6 -7.2

Ginta A 305.0 297.1 2.6

Iro A 12 380.0 366.2 3.6


Otro factor importante que ayuda a darle validez al modelo de simulación,

corresponde a la temperatura. Dado que la temperatura de envío se

proporciona en cada pad, se utiliza la temperatura de llegada al SPF

como parámetro de comparación. En la siguiente Tabla se muestra el

valor correspondiente.

Tabla 3.6.2 Temperatura de llegada del ducto Ginta B – SPF.

Ramal Temperatura (°F)

% Desviación Reportado Calculado

Ginta B-SPF 180.0 181.8 -1.0


Como se puede observar en las tablas 3.6.1 y 3.6.1, los resultados que

obtenidos para la presión, temperatura y caudal a través de los modelos de

simulación muestran un porcentaje de error menor al 10% entre los

resultados alcanzados en la simulación y las condiciones reales de operación

indicando la confiabilidad de los modelos desarrollados.

54

CAPITULO 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS DE ESCENARIOS.

4.1. Caso Base y Escenarios de Simulación

En OLGA se dispone de tres tipos de reportes, el reporte escrito

(OUTPUT), los gráficos de perfil (PROFILE) y los gráficos de tendencia

(TREND). En el reporte escrito se genera una copia del archivo de

palabras clave y un reporte detallado de los cálculos realizado al tiempo

especificado por el usuario. Los gráficos de perfil permiten conocer el

valor de las variables solicitadas a lo largo de toda la tubería para un

tiempo fijo, es equivalente observar el estado de todo el ramal para un

tiempo determinado. Los gráficos de tendencia son diferentes ya que

permiten conocer el valor de una variable en una posición fija para un

tiempo variable.

Los resultados presentados en un gráfico de tendencia son equivalentes

a tener un registrador en la tubería, mismo que almacena el dato de la

variable en función al tiempo.

Figura 4.1.1 Analogía de un Gráfico de Tendencia.



La simulación del ducto que transporta fluido multifásico en el ducto de

20” Ginta B – SPF se realizó durante 95 horas, debido a que en este

tiempo se alcanzó el estado estable del sistema y los perfiles de presión,

temperatura y caudal permanecen prácticamente constantes, lo cuáles

se registran a en las figuras 4.1.2 y 4.1.3.

55

Figura 4.1.2 Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación (Perfil de Presión en los Pads).


Figura 4.1.3 Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación (Perfil de Temperatura en SPF).


En la figura 4.1.4 se grafican los perfiles de presión del caso base con

recirculación de 20000 BAPD y el escenario sin recirculación de agua.

El caso base corresponde a la primera parte del perfil, en donde los

valores de presión en Ginta A, Ginta B, Iro B e Iro A son estables y no

presentan perturbaciones.

56

El escenario sin recirculación de agua corresponde a la segunda parte

del perfil, en donde los valores de presión son inestables, presentan

picos grandes de presión comparados con el caso base, también se

observa que la presión en la plataforma de Ginta B se incrementa, lo que

pudiera incrementar los problemas de slugging recibidos en SPF.

Figura 4.1.4 Caso Base y Escenario sin Recirculación de Agua (Perfil de Presión en los Pads).



recirculación de 20000 BAPD y el escenario con 30000 BAPD

recirculación de agua.

El escenario con 30000 BAPD de recirculación de agua corresponde a la

segunda parte del perfil, en donde los valores de presión son inestables,

presentan picos grandes de presión comparados con el caso base,

también se observa que la presión en las plataformas de Ginta B y Ginta

A se incrementan, lo que pudiera incrementar los problemas de slugging

recibidos en SPF.

57

Figura 4.1.5 Escenario Base y Escenario con 30000 BAPD de Recirculación Perfil de Presión en los Pads.



recirculación de 20000 BAPD y el escenario con 40000 BAPD

recirculación de agua.

El escenario con 40000 BAPD de recirculación de agua corresponde a la

segunda parte del perfil, en donde los valores de presión son muy

inestables, presentan picos grandes de presión comparados con el caso

base, los escenarios sin recirculación y con 30000 BAPD de

recirculación, también se observa que la presión en las plataformas de

Ginta B, Ginta A, Iro A e Iro B se incrementan, lo que pudiera incrementar

los problemas de slugging recibidos en SPF.

58

Figura 4.1.6 Escenario Base y Escenario con 40000 BAPD de Recirculación Perfil de Presión en los Pads.


4.2. Escenarios de simulación.

En esta sección se presentan varios escenarios sobre la simulación y el

aseguramiento de flujo.

Todos los casos que se simulen con las operaciones dinámicas, deben

partir de un caso que haya alcanzado condiciones de estado

estacionario. Para ello debe especificarse un tiempo de integración

suficientemente largo para asegurarse que ese estado se alcanza.

Existen algunas reglas generales que deben cumplirse para determinar si

se ha alcanzado un estado estacionario, entre ellos:

- Se debe alcanzar un valor estable en la presión en el punto de salida,

Esta condición se encuentra representado en la Figura 4.1.2.

- Se debe alcanzar un valor constante en la temperatura en el punto

de entrega. Esta condición se encuentra representado en la Figura

4.1.3.

59

4.2.1. Caso base con recirculación de 20000 BAPD de recirculación en

el ducto Ginta B – SPF.

En las figuras 4.1.2 se grafican las tendencias de presiones en las

plataformas de Ginta B, Ginta, A, Iro A e Iro B. En la gráfica 4.1.3 se

grafica la tendencia de temperatura en la Estación SPF, se puede

observar que tanto las presiones en las plataformas como la temperatura

en la planta de procesamiento SPF se encuentran estables y sin

perturbaciones o picos grandes, lo que indica que es el punto óptimo de

operación.

4.2.1.1. Caso Base - Colgamiento de Líquido o Fracción Volumétrica

de Líquido (Hold up).

En la figura 4.2.1 se obtiene el hold up del flujo que llega al SPF. Para

determinar si el ducto se encuentra empacado de líquido o gas se utilizó

una variable conocida dentro del simulador como HOL.

- HOL=1 ducto empacado de líquido,

- HOL=0 ducto empacado de gas.

Figura 4.2.1 HOLD UP Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación.


60

El hold-up o acumulación total de líquido en la conducción es

significativamente elevado debido al corte de agua existente en la

producción, lo que provoca valores cercanos a 1 en la mayoría de los

tramos con pendiente horizontal o ligeramente ascendente. En los tramos

descendentes, el hold-up es inferior por acción de las fuerzas de la

gravedad que provoca la acumulación en los mínimos relativos del

tendido de la altimetría. Este elevado hold-up en la tubería pudiera

incrementar los problemas de slugging recibidos en SPF en el caso de

producirse fenómenos transitorios en la producción, como por ejemplo

paradas y arranques.

4.2.1.2. Caso Base - Patrón de Flujo.

También, se obtuvo el patrón de flujo que llega al SPF del ducto Ginta B -

SPF. Para determinar el patrón de flujo dominante en cada sistema, se

utilizó una variable conocida dentro del simulador como ID, la cual es un

indicador de patrón de flujo que muestra qué patrón de flujo domina a lo

largo de una tubería:

- ID=1 es flujo estratificado,

- ID=2 es flujo anular,

- ID=3 es flujo bache, discontinuo o slugging,

- ID=4 es flujo burbuja.

En la Figura 4.2.2 se puede visualizar los patrones de flujos identificados

por el simulador del fluido que llega al SPF en el ducto de 20” Ginta B –

SPF. Se puede observar que los regímenes de flujo presentes en la

tubería corresponden a flujo estratificado principalmente en las secciones

descendentes, mientras que en las secciones con inclinación positiva los

regímenes del flujo identificados son flujo slugging y de burbuja.

61

Figura 4.2.2 Patrón de Flujo “ID” Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación.


En la figura 4.2.2 se muestra el régimen de flujo identificado en cada

tramo del segmento La Y - SPF. Es importante comentar que el régimen

de flujo mostrado corresponde para el mismo momento en cada una de

las secciones, si bien dichos regímenes de flujo suelen oscilar en el

tiempo influenciados por las condiciones de flujo de los tramos

adyacentes.

4.2.1.3. Caso Base - Cálculo de la Velocidad de Erosión.

Según la norma API-RP-14E, el diseño de líneas multifásicas se basa en

la velocidad de erosión de la mezcla, la cual se calcula con la siguiente

ecuación.

𝑉𝑒 =𝐶

√𝜌𝑚

Ecuación 18

Esta debe modificarse en base al tipo de servicio que presta el ducto, por

ejemplo erosivo (con sólidos presentes sin corrosión), corrosivo (sin

sólidos), erosivos y corrosivos (con sólidos y ambiente corrosivo), etc. En

OLGA® no se calcula directamente la velocidad de erosión, se calcula un

acercamiento a la velocidad de erosión, para lo cual se emplean las

62

siguientes ecuaciones (EVR es el nombre de la variable correspondiente

en OLGA®).

El EVR, que es la relación de velocidad erosional e indica si bajo las

condiciones de flujo transportadas se alcanza la velocidad de erosión de

los ductos. Para asegurar que el ducto no presentará problemas de

erosión, la EVR calculada debe ser menor a 1.

𝐸𝑉𝑅 =𝑉𝑟𝑒𝑎𝑙

𝑉𝑚𝑎𝑥 Ecuación 19

𝑉𝑟𝑒𝑎𝑙 = 𝑈𝑠𝑔 + 𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑 Ecuación 100

𝑉𝑚𝑎𝑥 =𝐶

(𝑅𝑜𝑛𝑠)12

Ecuación 111

𝑅𝑜𝑛𝑠 =[𝜌𝑔𝑈𝑠𝑔 + 𝜌𝑙(𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑)]

(𝑈𝑠𝑔 + 𝑈𝑠𝑙 + 𝑈𝑠𝑑) Ecuación 22

𝐶 = 100 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑈 𝑒𝑛 𝑓𝑡

𝑠⁄ 𝑦 𝑒𝑛 𝜌 𝑒𝑛 𝑙𝑏𝑓𝑡3⁄

𝐶 = 121.99 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑈 𝑒𝑛 𝑚𝑠⁄ 𝑦 𝜌 𝑒𝑛

𝐾𝑔𝑚3⁄

Dónde:

- EVR: Relación de velocidad erosional,

- V real: Velocidad de la mezcla,

- Usg: Velocidad superficial del gas,

- Usl: Velocidad superficial del líquido,

- Usd: Velocidad de las gotas de líquido.

C: Constante C= 100

ρg: Densidad del gas

ρl : Densidad del líquido

Rons : Densidad de la mezcla

63

Este acercamiento es una medida de que tan cerca se encuentra la

velocidad de la mezcla de la velocidad de erosión, si EVR es uno, esta se

ha alcanzado.

En la figura 4.2.3 se muestra la EVR del tramo final del ducto principal

Ginta B - SPF. Repsol tiene establecido que la variable no debe ser

mayor a 0,9.

Figura 4.2.3 EVR Caso Base con 20000 BAPD de Recirculación.


En grafica 4.2.3 es posible apreciar que la EVR del sistema en todo

momento se encuentra por debajo del valor establecido de 0.9, con lo

cual en términos de velocidad erosional se encuentra bien el ducto. Esta

variable fue medida en el tramo final del ducto ya que es el punto donde

va el caudal mayor y es donde se tendría la mayor velocidad erosional.

4.2.1.4. Caso Base – Velocidad del Gas y Velocidad del Líquido.

En la figura 4.2.4 se muestra los valores de la velocidad real de cada una

de las fases fluidas presentes en el sistema, considerando el caso base

con recirculación de 20000 BAPD. Dicha velocidad considera el caudal y

la sección transversal efectiva de cada una de las fases en cada una de

las secciones de la tubería, siendo UG la velocidad del gas, UL la

velocidad del líquido (agua + crudo).

64

Como puede observarse, las velocidades del gas son en las mayorías de

los tramos inferiores a la del líquido, obteniéndose incluso valores

negativos en algunos tramos. Dichos tramos corresponden

mayoritariamente con las zonas “valle” del tendido de la conducción,

donde adicionalmente se obtienen valores significativamente superiores

de velocidad del líquido debido a la presencia de slugs que provocan

localmente el flujo reverso del gas y el aumento local del líquido de

manera oscilatoria con el tiempo.

La diferencia de velocidades entre la fase gaseosa y las fases líquidas es

debida al balance de fuerzas (rozamiento, fricción, gravedad,..)

experimentado por cada una de ellas, lo que pone de manifiesto la

necesidad de utilizar simuladores como OLGA® capaces de capturar

este efecto.

Figura 4.2.4 Caso Base - Velocidad de Gas y Velocidad de Líquido.


65


ducto Ginta B – SPF.

4.2.2.1. Escenario con recirculación de 30000 BAPD – Colgamiento de

Líquido o Fracción Volumétrica de Líquido (Hold up).

El tramo final del ducto de 20” Ginta B – SPF tiene un valor de hold up

aproximado de 0.9, lo que señala que este tramo de tubería se encuentra

casi en su totalidad empacado de líquido (HOL≈1).



producción lo que provoca valores cercanos a 1 en la mayoría de los








Figura 4.2.5 HOLD UP - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación.


66

4.2.2.2. Escenario con recirculación de 30000 BAPD – Patrón de Flujo.

En la Figura 4.2.6 se puede visualizar los patrones de flujos identificados

por el simulador del fluido que llega al SPF en el ducto de 20” Ginta B –

SPF, considerando el escenario de 30000 BAPD de recirculación. Se

puede observar que los regímenes de flujo presentes en la tubería

corresponden a flujo estratificado principalmente en las secciones

descendentes, mientras que en las secciones con inclinación positiva los

regímenes del flujo identificados son flujo slugging y de burbuja.

Figura 4.2.6 Patrón de Flujo “ID” - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación.







adyacentes.

4.2.2.3. Escenario con recirculación de 30000 BAPD – Cálculo de

Velocidad Erosional (EVR).



67

cual en términos de velocidad erosional se encuentra bien el ducto,

considerando el escenario de 30000 BAPD de recirculación. Esta



Figura 4.2.7 EVR - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación.


4.2.2.4. Escenario con recirculación de 30000 BAPD – Velocidad del

Gas y Velocidad del Líquido.

En la figura 4.2.8 se muestra los valores de la velocidad real de cada una

de las fases fluidas presentes en el sistema, considerando el escenario

con recirculación de 30000 BAPD. Dicha velocidad considera el caudal y

la sección transversal efectiva de cada una de las fases en cada una de

las secciones de la tubería, siendo UG la velocidad del gas, UL la

velocidad del líquido (agua + crudo).


los tramos inferiores a la del líquido, obteniéndose valores cercanos a

cero en algunos tramos. Dichos tramos corresponden mayoritariamente

con las zonas “valle” del tendido de la conducción, donde adicionalmente

se obtienen valores significativamente superiores de velocidad del líquido

debido a la presencia de slugs que provocan localmente el flujo reverso

68

del gas y el aumento local del líquido de manera oscilatoria con el

tiempo.

Figura 4.2.8 Escenario con recirculación de 30000 BAPD - Velocidad de Gas y Velocidad de Liquido.



ducto Ginta B – SPF.

4.2.3.1. Escenario con recirculación de 40000 BAPD - Colgamiento de

Líquido o Fracción Volumétrica de Líquido (Hold up).

El tramo final del ducto de 20” Ginta B – SPF tiene un valor de hold up

aproximado de 0.92, lo que señala que este tramo de tubería se

encuentra casi en su totalidad empacado de líquido (HOL≈1).



producción lo que provoca valores cercanos a 1 en la mayoría de los






69



Figura 4.2.9 HOLD UP - Escenario con 40000 BAPD de Recirculación.


4.2.3.2. Escenario con recirculación de 40000 BAPD - Patrón de Flujo.

En la Figura 4.2.10 se puede visualizar los patrones de flujos

identificados por el simulador del fluido que llega al SPF en el ducto de

20” Ginta B – SPF, considerando el escenario de 40000 BAPD de

recirculación. Se puede observar que los regímenes de flujo presentes en

la tubería corresponden a flujo estratificado principalmente en las

secciones descendentes, mientras que en las secciones con inclinación

positiva los regímenes del flujo identificados son flujo slugging y de

burbuja.

70

Figura 4.2.10 Patrón de Flujo “ID” - Escenario con 40000 BAPD de Recirculación.







adyacentes.

4.2.3.3. Escenario con recirculación de 40000 BAPD - Cálculo de

Velocidad Erosional (EVR).



cual en términos de velocidad erosional se encuentra bien el ducto,

considerando el escenario de 40000 BAPD de recirculación. Esta



71

Figura 4.2.11 EVR - Escenario con 30000 BAPD de Recirculación.


4.2.3.4. Escenario con recirculación de 40000 BAPD – Velocidad del

Gas y Velocidad del Líquido.

En la figura 4.2.12 se muestra los valores de la velocidad real de cada

una de las fases fluidas presentes en el sistema, considerando el

escenario con recirculación de 40000 BAPD. Dicha velocidad considera

el caudal y la sección transversal efectiva de cada una de las fases en

cada una de las secciones de la tubería, siendo UG la velocidad del gas,

UL la velocidad del líquido (agua + crudo).


los tramos inferiores a la del líquido, obteniéndose incluso valores

cercanos a cero en algunos tramos. Dichos tramos corresponden

mayoritariamente con las zonas “valle” del tendido de la conducción,

donde adicionalmente se obtienen valores significativamente superiores

de velocidad del líquido debido a la presencia de slugs que provocan

localmente el flujo reverso del gas y el aumento local del líquido de

manera oscilatoria con el tiempo.

72

Figura 4.2.12 Escenario con recirculación de 40000 BAPD - Velocidad de Gas y Velocidad de Liquido.


4.2.4. Simulación de una Corrida de Limpieza.

Una de las operaciones más comunes en los ductos que transportan

fluido multifásico es la corrida de limpieza (pigging en inglés). En esta se

lleva a cabo una limpieza (o bien una inspección) sin interrumpir la

producción, por medio de la inserción en la tubería de un elemento cuya

forma depende de la operación a que esté destinado.

El pig se puede emplear para remoción de condensados, remoción de

parafinas, inspección, etc. El parámetro más importante en la operación

de limpieza es que la velocidad del pig esté dentro de los valores

recomendados, por ejemplo, la Tabla 4.2.1 muestra algunas velocidades

típicas para pigging.

Tabla 4.2.1 Velocidades Típicas para Limpieza.

Pig Rango de

Velocidad [ft/s]

Rango de

Velocidad [m/s]

Magnetic Flux Leakage 3 – 13 0.91 – 3.96

Ultrasonic 3 – 7 0.91 – 2.13

Geometry 1.5 – 22 0.46 – 6.71

73

Pig Rango de

Velocidad [ft/s]

Rango de

Velocidad [m/s]

Utility Pigs (gas) 6.6 – 23 2.01 – 7.01

Utility Pigs (liquid) 3.3 - 16.4 1.01 – 5.00

Fuente: Schlumberger.

En esta operación, la simulación dinámica es una herramienta que ayuda

en el diseño de la corrida de limpieza, la velocidad se puede calcular

para todo el recorrido.

Para determinar la velocidad y distancia recorrida por el pig, se utilizó dos

variables conocidas dentro del simulador como UPIG y ZZPIG

respectivamente. La velocidad mayor alcanzada por el pig es 7.36 ft/s, lo

cual está dentro de los rangos recomendados en la tabla 4.2.1. El pig

alcanza a recorrer una distancia de 13014 metros.

Figura 4.2.13 UPIG y ZZPIG en la Corrida de un Pig.


También, se obtuvo el perfil de presión en las plataformas de Ginta B,

Ginta A, Iro A e Iro B.

En la figura 4.2.14 se puede observar que las presiones disminuyen

aguas arriba del paso del pig y se incrementan aguas abajo del paso del

pig.

74

Figura 4.2.14 Perfil de Presión en las Plataformas Durante la Corrida de un Pig.


4.2.5. Simulación Estrategia de Mantenimiento para Sacar de Servicio

el Ducto Ginta B – SPF.

4.2.5.1. Simulación Paro de Tuberías.

Para simular el paro del ducto con OLGA®, en esta simulación se

interrumpe la entrada de masa en una fuente. Con esto el fluido en el

interior se detiene y existe segregación de fases por efecto de la

gravedad. Este tipo de escenario, junto con la puesta en operación, se

simulan mediante el uso de series de tiempo, en ellas se establece cómo

ocurre el cierre y la posterior puesta en operación.

En la figura 4.2.15 la curva superior representa el perfil de temperatura

antes del paro y la curva inferior corresponde a la temperatura luego de 5

horas de haber iniciado el paro de los pozos productores de las

plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B. El fluido se enfría

aproximadamente 10°F.

75

Figura 4.2.15 Perfil de Temperatura en el Tramo Final del Ducto Ginta B – SPF Antes y Después del Paro.


De igual manera en la figura 4.2.16 la curva superior representa el perfil

de presión antes del paro y la curva inferior corresponde a la presión

luego de 5 horas del paro de los pozos productores de las plataformas de

Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B. La presión después del paro es baja,

debido a que el ducto se encuentra drenado de fluido.

Figura 4.2.16 Perfil de Temperatura en el Tramo Final del Ducto Ginta B – SPF Antes y Después del Paro.


76

4.2.5.2. Simulación de Despresurización.

El proceso de despresurización se realiza mediante la instalación de

válvulas de 2” en la planta SPF, Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B. El líquido

contenido en el ducto es drenado hacia unos recipientes con capacidad

de 500 barriles.

Figura 4.2.17 Escenario de Drenado del Ducto de 20” de Ginta a Través de Válvulas de 2”.


Luego de haber transcurrido 5 horas de drenado a través de las válvulas

de 2”, las presiones en las plataformas de Ginta B e Iro A son cercanas a

0 psig.

77

Figura 4.2.18 Perfil de Presiones en las Plataformas de Ginta A, Ginta, Iro A e Iro B, luego de 5 horas de Despresurización.


En la figura 4.2.19 se obtiene el volumen de fluido que se drena en cada

una de las plataformas luego de haber transcurrido 5 horas de

despresurización, los valores se registran en la tabla 4.2.2.

Figura 4.2.19 Volumen Drenado luego de 24 horas de Despresurización.


78

Tabla 4.2.2 Volumen Drenado en las Plataformas y Planta Luego de 5 Horas de Despresurización.

Facilidad Volumen Drenado

[barriles]

# Tanques de 500 barriles para

Recibir el Fluido Drenado

Iro A 12in 314 1

Ginta A 511 2

Ginta B 426 1

Planta

SPF 929

2

Iro B 649 2


4.2.5.3. Simulación de Arranque.

Para arrancar el sistema después de haber realizado el mantenimiento

en el ducto, se requiere incrementar las presiones hasta alcanzar un

valor máximo que se registra en la tabla 4.2.3.

Tabla 4.2.3 Picos de Presión en las Plataformas de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B.

Pressure [psig]

(P-GINTAB)

Pressure [psig]

(P-IROB)

Pressure [psig]

(P-

RECIRCULACION)

Pressure [psig]

(P-GA)

Pressure [psig]

(P-IROA)

606.8 583.1 606.8 563.5 659.2


79

Figura 4.2.20 Perfil de Presiones en las Plataformas de Ginta A, Ginta, Iro A e Iro B, Durante el Arranque.


En la figura 4.2.21 se observa la generación de un pico de caudal de

líquido que no representa una perturbación grande a la llega a la planta

SPF después de arrancar el ducto.

Figura 4.2.21 Tendencia de Presión Durante el Arranque Medido en la Planta SPF.


80

CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

5.1. CONCLUSIONES

- Los resultados que se obtuvieron para la presión, temperatura y

caudal a través de los modelos de simulación mostraron un

porcentaje de error menor al 10% entre los resultados alcanzados en

la simulación y las condiciones reales de operación indicando la

confiabilidad de los modelos desarrollados. El valor de 10% se lo

toma considerando la incertidumbre que se tiene en el fluido, por la

manipulación de variables para ajustar el GOR (relación gas

petróleo) y la viscosidad.

- De acuerdo a las figuras 4.1.2, 4.1.4, 4.1.5 y 4.1.6 con los perfiles de

presión para cada una de las secciones de la red de transporte del

ducto Ginta B - SPF, la presión en todos los casos es ligeramente

superior para la simulación del caso base con recirculación de 20000

BAPD. Sin embargo, a pesar de esta ligera diferencia de presión

entre los casos, el principal impacto de la recirculación de 20000

BAPD vendría dado en la minimización de la amplitud de los slugs

recibidos en el SPF.

- La relación de velocidad erosional (EVR) del caso base (20000

BAPD de recirculación) y los escenarios de 30000 BAPD y 40000

BAPD de recirculación se encuentran por debajo del valor

establecido por Repsol de 0.9, con lo cual en términos de velocidad

se encuentra bien el ducto. Esta variable fue medida en el tramo final

del ducto ya que es el punto donde va el caudal mayor y es donde se

tendría la mayor velocidad erosional.

81

- En las figuras 4.2.2, 4.2.6 y 4.2.10 puede observarse que los

regímenes de flujo presentes en la tubería corresponden a flujo

estratificado principalmente en las secciones descendentes, mientras

que en las secciones con inclinación positiva los regímenes del flujo

identificados son flujo slugging y de burbuja. Es importante comentar

que el régimen de flujo mostrado corresponde para el mismo

momento en la sección que llega al SPF, si bien dichos regímenes de

flujo suelen oscilar en el tiempo influenciados por las condiciones de

flujo de los tramos adyacentes

- El hold-up o acumulación total de líquido en la conducción es


producción (96% BSW) lo que provoca valores cercanos a 1 en la

mayoría de los tramos con pendiente horizontal o ligeramente

ascendente. En los tramos descendentes, el hold-up es inferior por

acción de las fuerzas de la gravedad que provoca la acumulación en

los mínimos relativos del tendido de la altimetría. Este elevado hold-

up en la tubería pudiera incrementar los problemas de slugging

recibidos en SPF en el caso de producirse fenómenos transitorios en

la producción, como por ejemplo paradas y arranques.

- Para determinar la velocidad y distancia recorrida por el pig, se utilizó

dos variables conocidas dentro del simulador como UPIG y ZZPIG

respectivamente. La velocidad mayor alcanzada por el pig es 2.24

m/s, lo cual está dentro de los rangos recomendados en la tabla

4.2.1. El pig alcanza a recorrer una distancia de 13014 metros. En la

figura 4.2.14 se puede observar que las presiones disminuyen agua

arriba del paso del pig y se incrementan aguas abajo del paso del

pig.

82

- Durante la despresurización del ducto Ginta B – SPF, el fluido se

enfría aproximadamente 10°F luego de haber transcurrido 5 horas de

haber iniciado con el paro en el ducto.

- Durante la operación de despresurización se drenan

aproximadamente 2829 barriles, compartidos entre las plataformas

de Ginta A, Ginta B, Iro A, Iro B y planta de procesamiento SPF, los

volúmenes drenados durante esta operación se registran en la tabla

4.2.2.

- Luego de haber transcurrido 5 horas de la despresurización, las

presiones en los pads de Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B alcanzan

valores cercanos a 0 psig que es la condición requerida para

intervenir el ducto para los trabajos de mantenimiento que se

requieran realizan en el ducto.

5.2. RECOMENDACIONES

- Con la finalidad de minimización de la amplitud de los slugs recibidos

en el SPF es necesario mantener la presión estable y sin

perturbaciones en las plataformas Ginta A, Ginta B, Iro A e Iro B,

para este propósito de acuerdo a la simulación se debe poner en

práctica el caso base con la recirculación de 20000 BAPD de

recirculación.

- La presión en la plataforma de Ginta B no se estabiliza en el tiempo y

tiene la tendencia a incrementar, con la finalidad de mantener el perfil

de presión en la plataforma y minimización de la amplitud de los

slugs recibidos en el SPF se recomienda enviar un pig con una

frecuencia semanal.

83

- Durante una operación de paro, despresurización y drenado el ducto

de 20” Ginta B – SPF a través de válvula de 2” instaladas en Ginta A,

Ginta B, Iro A, Iro B y SPF, se requiere instalar ocho (8) recipientes

con capacidad de 500 barriles para almacenar los 2829 barriles de

líquido drenados durante esta operación (Ver tabla 4.2.2).

84

AVREVIATURAS

°API: Escala de densidad utilizada por el American Petroleum Institute,

que es una medida Indirecta de la densidad relativa del petróleo.

BAPD: Barriles de agua por día.

BFPD: Barriles de fluido por día.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

BS&W: Cantidad de agua y sedimentos contenido en una muestra de

petróleo.

Cst: Unidad de viscosidad cinemática (100 Cst = 1 Stock).

DTPA: Ácido dietilentriaminopentaacético.

DCS: Distribuited Control System. (Sistema de Control Distribuido).

EDTA: Ácido etildiaminotetraacético.

FWKO: free water knockout.

GOR: Relación gas petróleo.

LIC: Controlador Indicador de Nivel.

MSCFD: Miles de pies cúbicos estándar por día.

NPF: Facilidades de Producción del Norte.

OCP: Oleoducto de Crudos Pesados.

PIC: Controlador Indicador de Presión.

PLC: Programable Logic Controls. (Control Lógico Programable).

PSV: Pressure Swith Valve.

SARA: Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos.

SCFD/STBD: Pies cúbicos estándar po día/Miles de barriles estándar por

día.

SDV: Shut Dow valve.

SOTE: Sistema de Oleoducto Transecuatoriano.

SPF: Facilidades de Producción del Sur.

TIC: Controlador Indicador de Temperatura.

85

GLOSARIO

Estimulación ácida: Tratamiento de una formación prospectiva con un

fluido de estimulación que contiene un ácido reactivo. En las formaciones

de areniscas, el ácido reacciona con las sustancias solubles en la matriz

de la formación para agrandar los espacios porosos. En las formaciones

carbonatadas, el ácido disuelve la matriz de toda la formación. En cada

caso, el tratamiento de acidificación matricial mejora la permeabilidad de

la formación para permitir la producción mejorada de los fluidos de

yacimiento.

Flowpaths: Camino que sigue el flujo.

Gravedad específica: La relación adimensional entre la densidad de un

material y la densidad del mismo volumen de agua.

Hidrofílico: Que tiene una fuerte afinidad por el agua.Es la tendencia

(debida a su estructura) de un compuesto químico a disolverse o

mezclarse con el agua o algún medio acuoso.

Keltronix: Sistema de Control de Bombas Eléctrosumergibles.

Mojabilidad: La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o

un gas, conocido como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante

tenderá a dispersarse sobre la fase sólida y un sólido poroso tenderá a

absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos la fase no

mojante.

NODO: Representa la fuente de fluido Multifásico o de presión.

Permeabilidad: La capacidad, o medición de la capacidad de una roca,

para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies.

86

Permafrost: El subsuelo congelado permanentemente que se encuentra

debajo de la capa superior (varias pulgadas a pies) del suelo en las

regiones árticas.

Pig: Elementos limpiadores que se envían por el interior de las tuberías.

Simulación: es una técnica numérica para conducir experimentos en

una computadora digital. Estos experimentos comprenden ciertos tipos

de relaciones matemáticas y lógicas, las cuales son necesarias para

describir el comportamiento y la estructura de sistemas complejos del

mundo real a través de largos períodos.

Slug: Patrón de flujo con velocidad del gas muy alta y propicia el

levantamiento de ondas periódicas a lo largo de la tubería.

Well pad: Plataforma de pozos, plataforma de producción, isla de

producción.

Yacimiento: Un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado

suficiente de porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir

fluidos. Las rocas sedimentarias son las rocas yacimiento más comunes

porque poseen más porosidad que la mayoría de las rocas ígneas o

metamórficas y se forman bajo condiciones de temperatura en las cuales

los hidrocarburos pueden ser preservados. Un yacimiento es un

componente crítico de un sistema petrolero completo.

87

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93

ANEXOS

ANEXO A.- Análisis de Laboratorio PVT.

107

BIOGRAFÍA

Carlos Julio Jiménez Andrade, nace el 29 de Julio de 1979 en la parroquia el

Sagrario, Cantón Ibarra y provincia de Imbabura, hijo de Gloria Cleotilde

Andrade Benítez y Jaime Rufo Jiménez Benalcázar padres de su hermana

Esther Jiménez. Su formación primaria la realizó en la Escuela Instituto

Rosales La Salle y el bachillerato en el Colegio Fisco Misional San Francisco

de Ibarra.

Los estudios Universitarios realiza en la Universidad Central del Ecuador,

Facultad de Ingeniería Ciencias Físicas y Matemática obteniendo el título de

Ingeniero Químico.

Obtiene varias certificaciones internacionales en el control de corrosión

interna, tales como: Corrosión Básica, Corrosión Interna en Tuberías Básico,

Corrosión Interna en Tuberías Avanzado e Integridad de Tuberías.

Padre de un hijo: Mateo Jiménez. Desde sus años de escuela fue

apasionado en el deporte, principalmente por la disciplina de fútbol.

Se desempeña en el servicio privado desde 2005, a la fecha trabaja en

Repsol Ecuador S.A., habiendo ocupado varios cargos técnicos relacionados

con la industria de Exploración & Producción tales como: operador de

producción, ingeniero de corrosión interna, coordinador de tratamiento

químico.

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