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1

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO PESADO, MEDIANTE LA

IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CALENTAMIENTO DE FLUIDO EN

EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA–TIPUTINI (ITT)

AUTOR:

Marlon Santiago López Gómez

TUTOR:

Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo

Quito, septiembre 2017

2



AMBIENTAL


OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO PESADO, MEDIANTE LA

IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CALENTAMIENTO DE FLUIDO EN

EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA–TIPUTINI (ITT)

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:


TUTOR:

Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo

Septiembre, 2017

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

Quiero dedicar este trabajo como primer punto a Dios por ser el creador de

todo, por acogerme entre sus brazos y haberme dado el don de la vida.

Con mucho cariño a mi madre, Rosita Gómez por su entrega y formación para

ser la persona que soy pero en especial por su amor infinito y apoyo

incondicional a cada paso que di, gracias por enseñarme a no rendirme.

A mis hermanos, Karina y Paulo Paguay a quienes los adoro aunque siempre

estuvimos separados, jamás deje de sentir de su parte su cariño, siempre me

ayudaron a levantarme y me dieron las fuerzas necesarias para seguir, a mis

sobrinos Nayara, Frank, Paolo.

A mi novia, Lucía Montenegro porque has sido el motivo de mis sonrisas, la

alegría de mis días, gracias por tanto amor.

A las personas que me supieron apoyar y creyeron en mí.

Marlon López Gómez

iii

AGRADECIMIENTOS

A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Escuela de

Petróleos por la formación tanto profesional como humana durante los

años de carrera.

A Petroamazonas E.P por la apertura dada a la realización de mi

tesis, recalcando siempre la disponibilidad a la que fui participe tanto

técnico como científicamente para lograr llegar al final de esta

investigación

A mi tutor Doctor Bolívar Enríquez por la colaboración y tiempo

brindado en la realización de mi trabajo de Titulación

A los Ingenieros que fueron participes de este estudio

Ing. Jorge Lara

Ing. Pedro Pinzón

Marlon López Gómez

iv

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Marlon Santiago López Gómez, en calidad de autor y titulares de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO

PESADO, MEDIANTE LA IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE

CALENTAMIENTO DE FLUIDO EN EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA–

TIPUTINI (ITT)”, modalidad ESTUDIO TÉCNICO, de conformidad con el Art.114 del

CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,

CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedemos a favor de la Universidad Central del

Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra,

con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autor sobre la

obra, establecidos en la normativa citada.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo

dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

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

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

toda responsabilidad.


C.C.:160050212-2

[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO

PESADO, MEDIANTE LA IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE

CALENTAMIENTO DE FLUIDO EN EL CAMPO ISHPINGO – TAMBOCOCHA -

TIPUTINI (ITT)”, presentado por el señor Marlon Santiago López Gómez para optar el Título

de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser

sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los 15 días del mes de Agosto de 2017

Dr. Bolívar German Enríquez Vallejo

C.C.:040091369-5

TUTOR

vi

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación denominado

“OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO PESADO, MEDIANTE LA

IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CALENTAMIENTO DE FLUIDO EN EL

CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA–TIPUTINI (ITT)” para optar al título de Ingeniero de

Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la

Universidad Central del Ecuador es original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado

para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente

trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes

de información consultadas.

MARLON SANTIAGO LÓPEZ GÓMEZ Bolívar German Enríquez Vallejo

C.C.:160050212-2 C.C.:040091369-5

vii



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El tribunal constituido por: Ing. Atahualpa Mantilla Rivadeneira, Ing. Nelson Suquilanda

Duque, e Ing. Héctor Marcial luego de calificar el Informe Final de Trabajo de Titulación

denominado: “OPTIMIZACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO PESADO,

MEDIANTE LA IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE CALENTAMIENTO DE

FLUIDO EN EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA–TIPUTINI (ITT)” presentado

por el señor Marlon Santiago López Gómez, egresado de la carrera de Ingeniería de Petróleos,

declaran que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y

legalmente, por lo que lo califican como original y auténtico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 06 días del mes de Septiembre del 2017.

Ing. Atahualpa Mantilla

PRESIDENTE DEL TRIBUNAL

DELEGADO DEL SUBDECANO

Ing. Nelson Suquilanda Ing. Héctor Marcial

MIEMBRO MIEMBRO

viii

ÍNDICE DE CONTENIDOS DEDICATORIA ........................................................................................................................ ii

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................................... iii

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL .............................................................. iv

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR ................. v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ............................................................................... vi

ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................... xvi

GLOSARIO ........................................................................................................................... xvii

ÍNDICE DE FIGURAS........................................................................................................... xix

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................... xxii

RESUMEN ........................................................................................................................... xxiv

ABSTRACT ........................................................................................................................... xxv

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

1.1 Introducción .......................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del problema ................................................................................. 2

1.3 Objetivos ............................................................................................................... 4

1.3.1 Objetivo general ................................................................................................... 4

1.3.2 Objetivos específicos ............................................................................................ 4

1.4 Justificación e importancia ................................................................................... 4

1.5 Entorno del estudio ............................................................................................... 6

1.5.1 Marco Institucional ............................................................................................... 6

1.5.2 Marco Ético .......................................................................................................... 6

1.5.3 Marco Legal .......................................................................................................... 6

CAPÍTULO II ............................................................................................................................ 8

MARCO TEÓRICO................................................................................................................... 8

2.1 Ubicación Geográfica del Campo ITT ................................................................. 8

2.1.1 Reseña Histórica ................................................................................................... 8

ix

2.1.2 Estructura del Campo ITT .................................................................................. 10

2.1.3 Características de los Reservorios ...................................................................... 12

2.1.4 Características de los Crudos .............................................................................. 12

2.1.5 Marco Geológico Regional ................................................................................. 13

2.1.6 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente .................................................... 14

2.2 Reservas de Hidrocarburos en el ITT ................................................................. 15

2.2.1 Datos de producción de petróleo del campo ITT ............................................... 16

2.2.2 Forecast de Producción ....................................................................................... 17

2.2.3 Volúmenes Esperados de Producción del Campo ITT ....................................... 17

2.2.4 Perfiles de Producción ........................................................................................ 17

2.2.5 Actualidad del Campo ITT ................................................................................. 18

2.2.6 Situación del Transporte de crudo del Campo ITT ............................................ 19

2.2.7 Descripción del área de estudio .......................................................................... 19

2.2.8 Información obtenida del Campo Tiputini ......................................................... 19

2.2.9 Central de Procesos Tiputini (CPT) .................................................................... 20

2.2.10 Área de estudio en la Central de Procesos Tiputini (CPT) ................................. 21

2.2.11 Facilidades de producción construidas en la (CPT) ........................................... 21

2.2.12 Equipos de Las Facilidades de Producción en la (CPT) ..................................... 22

2.2.13 Descripción general de las facilidades tempranas en (CPT) .............................. 23

2.2.14 Descripción general del sistema de Calentamiento en (CPT) ............................ 24

2.2.15 Overview de la Central de Procesos Tiputini ..................................................... 25

2.3 Generalidades de los Crudos Pesados ................................................................ 26

2.3.1 Crudo pesado y extra-pesado .............................................................................. 26

2.4 Origen de los crudos pesados ............................................................................. 26

2.5 Caracterización de fluidos de producción .......................................................... 27

2.5.1 Parámetros para clasificar yacimientos de hidrocarburos .................................. 27

2.5.2 Procedimientos para caracterizar fluidos ............................................................ 27

x

2.6 Clasificación de los crudos pesados ................................................................... 28

2.7 Propiedades de los crudos pesados ..................................................................... 29

2.7.1 Gravedad Específica ........................................................................................... 30

2.7.2 Densidad del petróleo ......................................................................................... 30

2.8 Composición del petróleo ................................................................................... 31

2.9 Caracterización del gas de producción ............................................................... 32

2.9.1 Técnicas para caracterizar el gas de producción................................................. 32

2.9.2 Cromatografía de gases ...................................................................................... 32

2.10 Sistemas para el transporte de crudo pesado ...................................................... 33

2.11 Flujo multifásico en tuberías .............................................................................. 33

2.12 Reservas de crudos pesados ................................................................................ 34

2.13 Características del crudo pesado para ser transportado por tuberías .................. 35

2.14 Tuberías para crudos pesados ............................................................................. 36

2.15 Viscosidad de los fluidos .................................................................................... 36

2.15.1 Definición de Viscosidad .................................................................................... 36

2.15.2 Clasificación de la Viscosidad ............................................................................ 38

2.15.3 Viscosidad Absoluta o Dinámica ....................................................................... 38

2.15.4 Viscosidad Cinemática ....................................................................................... 39

2.15.5 Factores que afectan la viscosidad ...................................................................... 40

2.15.6 Variación de la viscosidad con la temperatura ................................................... 40

2.15.7 Efecto de la presión sobre la viscosidad ............................................................. 41

2.16 Medición de la viscosidad .................................................................................. 41

2.17 Manejo de crudos pesados en oleoductos ........................................................... 42

2.18 Problemas del crudo pesado en las operaciones ................................................. 43

2.19 Tecnologías de transporte de crudo por tuberías ................................................ 44

2.19.1 Dilución .............................................................................................................. 45

xi

2.19.2 Principales razones para el uso de diluyentes en la producción, recolección y

transporte de crudos pesados .............................................................................. 46

2.19.3 Desventajas de usar diluyente ............................................................................. 46

2.19.4 Elección del diluyente ........................................................................................ 46

2.19.5 Emulsiones .......................................................................................................... 47

2.19.5.1 Emulsiones Simples ............................................................................................ 48

2.19.5.2 Emulsiones Mixtas ............................................................................................. 48

2.19.5.3 Composición de la emulsión ............................................................................... 49

2.19.5.4 Emulsiones para el transporte de crudo pesado .................................................. 50

2.20 Calentamiento de crudo y tubería ....................................................................... 51

2.21 Requisitos para la simulación ............................................................................. 51

2.22 Software de Simulación Termodinámica (Aspen Hysys 7.2) ............................. 52

2.22.1 Aspectos generales ............................................................................................. 52

2.22.2 Paquetes Termodinámicos .................................................................................. 53

2.22.3 Ecuaciones de estado .......................................................................................... 53

2.22.4 Paquetes termodinámicos Peng –Robinson y Soave-Redlich-Kwong ............... 54

2.22.5 Caracterización de un crudo mediante la herramienta Oil Manager .................. 55

2.22.6 Entorno de la simulación .................................................................................... 56

2.22.7 Paleta de operaciones unitarias ........................................................................... 57

2.22.8 Alternativas de calentamiento ............................................................................ 59

2.22.9 Equipos utilizados ............................................................................................... 59

2.22.10 Separadores ......................................................................................................... 59

2.22.11 Clasificación de los separadores ......................................................................... 60

2.22.12 Sistema de Bombas “Booster” ............................................................................ 61

2.22.13 Sistemas de calentamiento del fluido de producción .......................................... 61

2.22.14 Restricciones del sistema de calentamiento ........................................................ 61

2.22.15 Intercambiadores de calor ................................................................................... 62

xii

2.22.16 Equipos para el transporte de fluidos ................................................................. 62

2.22.17 Bombas ............................................................................................................... 63

2.22.18 Bombas de transferencia de fluido ..................................................................... 63

2.22.19 Bombas de desplazamiento positivo ................................................................... 63

2.22.20 Separadores de agua libre (FWKO) .................................................................... 63

2.22.21 Separador de gas (Scrubber) ............................................................................... 64

CAPÍTULO III ......................................................................................................................... 65

DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................................. 65

3.1 Tipo de Investigación ......................................................................................... 65

3.2 Universo y muestra ............................................................................................. 65

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ...................................................... 66

3.4 Procesamiento y análisis de la información ....................................................... 66

3.4.1 Datos del Campo Tiputini ................................................................................... 67

3.4.2 Pozos en producción de la locación Tiputini C .................................................. 67

3.4.3 Historial de producción de Tiputini C ................................................................ 67

3.4.4 Producción total en locación Tiputini C ............................................................. 70

3.4.5 Datos de la locación Tiputini A .......................................................................... 70

3.4.6 Pozos en producción ........................................................................................... 70

3.4.7 Historial de producción de Tiputini A ................................................................ 71

3.4.8 Producción total en locación Tiputini A ............................................................ 73

3.4.9 Cálculos .............................................................................................................. 73

3.4.10 Producción del Bloque 43 ................................................................................... 74

3.4.11 Datos de producción en la Central de Procesos Tiputini .................................... 75

3.4.12 Producción en (CPT) .......................................................................................... 75

3.4.13 Datos de producción de llegada a Estación Central De Bombeo (ECB) ............ 76

3.4.14 Comportamiento del BSW en (CPT) .................................................................. 77

3.4.15 Manejo de presiones dentro del (CPT) ............................................................... 78

xiii

3.4.16 Temperaturas manejadas en (CPT) ..................................................................... 79

3.4.17 Calentamiento de fluidos de producción (CPT) ................................................. 81

3.4.18 Estudio previo de las propiedades de fluidos en el campo ITT .......................... 82

3.4.19 Condiciones actuales de los fluidos en (CPT) .................................................... 82

3.4.20 Topografía del ducto (CPT- ECB) ..................................................................... 83

3.4.21 OLEODUCTO (CPT – ECB) ............................................................................ 84

3.4.22 Desarrollo de la simulación ................................................................................ 85

3.4.23 Consideraciones generales .................................................................................. 85

3.4.24 Facilidades tempranas en la Central de procesos Tiputini ................................. 86

CAPÍTULO IV......................................................................................................................... 87

ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................................. 87

4.1 Caracterización del fluido de producción ........................................................... 87

4.1.1 Caracterización del gas ....................................................................................... 87

4.1.2 Análisis cromatográfico del gas ......................................................................... 87

4.1.3 Propiedades del gas de producción ..................................................................... 88

4.1.4 Caracterización del crudo ................................................................................... 89

4.1.5 Características del crudo y valores de destilación .............................................. 89

4.1.6 Factor de caracterización (KOUP) ..................................................................... 90

4.1.7 Caracterización del crudo por valores de viscosidad .......................................... 91

4.1.8 Caracterización del crudo mediante °API .......................................................... 92

4.2 Simulación del proceso implementando el calentamiento del fluido mediante el

programa Aspen Hysys ........................................................................................................ 92

4.2.1 Datos de diseño para la simulación por medio del software Aspen Hysys 7.2 .. 92

4.2.2 Datos del ducto para ingresar en Aspen Hysys 7.2 ............................................ 94

4.2.3 Características de la tubería ................................................................................ 94

4.2.4 Caracterización del crudo de proceso ................................................................. 94

4.2.5 Ingreso de la corriente de fluidos ....................................................................... 98

xiv

4.2.6 Simulación del mezclador estático ................................................................... 100

4.2.7 Simulación del actual sistema de la Central De Procesos Tiputini .................. 103

4.2.8 Simulación de los separadores .......................................................................... 103

4.2.9 Simulación del Intercambiador de Calor .......................................................... 106

4.2.10 Simulación del sistema de bombeo .................................................................. 107

4.2.11 Simulación del sistema de transferencia ........................................................... 108

4.2.13 Simulación de la Central De Procesos Tiputini (CPT) en Aspen Hysys 7.2 .... 113

4.2.14 Valores de sincronización del sistema en Aspen Hysys 7.2 ............................. 114

4.3 Forecast de Producción ..................................................................................... 116

4.3.1 Forecast de producción del campo ITT ............................................................ 116

4.3.2 Forecast acumulada del Campo ITT ................................................................. 116

4.3.3 Estimados de producciones del Campo ITT ..................................................... 117

4.3.4 Análisis del Forecast del Campo ITT ............................................................... 117

4.3.5 Nivel estimado de producción en el Campo ITT .............................................. 119

4.3.6 Condiciones de flujo a simular según forecast ................................................. 120

4.4 Punto óptimo de la simulación ......................................................................... 122

4.4.1 Resultados de la simulación utilizando el software Aspen Hysys 7.2 .............. 122

4.4.2 Diagrama de presión requerida en el sistema con diferentes caudales y

calentamiento .................................................................................................... 125

4.4.3 Resultados finales de la simulación obtenidos por Aspen Hysys 7.2 ............... 128

4.4.4 Resultados de viscosidad en la simulación con Aspen Hysys 7.2 .................... 129

4.5 Comparación entre el sistema de transporte actual y luego de la implementación

de la alternativa .................................................................................................................. 133

4.5.1 Comparación de las Temperaturas de Salida CPT y Entrada ECB para los

diferentes %BSW y condiciones de calentamiento .......................................... 133

4.5.2 Comparación de las Presiones de descarga CPT y succión ECB para los

diferentes %BSW y condiciones de calentamiento .......................................... 137

xv

4.5.3 Comparación de Viscosidades para diferentes %BSW y condiciones de

calentamiento .................................................................................................... 140

CAPÍTULO V ........................................................................................................................ 145

5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................... 145

5.1.1 Conclusiones ..................................................................................................... 145

5.1.2 Recomendaciones ............................................................................................. 148

5.2 Referencias ....................................................................................................... 149

5.2.1 Fuentes bibliográficas ....................................................................................... 149

5.3 Anexos .............................................................................................................. 151

xvi

ABREVIATURAS Y SIGLAS

BFPD: Barriles de fluido por día.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

BWPD: Barriles de agua por día.

CPT: Central de Procesos Tiputini.

Cp: Centipoise.

Cstk: Centistoke.

ECB: Estación central de bombeo.

LGN: Gas natural licuado.

GOR: Relación gas – petróleo (ft3 de gas/bls petróleo).

ITT: Son las siglas con las que se identifica al campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini.

MSCF: Miles de pies cúbicos por día.

PAD A: Locación Tiputini A.

PAD C: Locación Tiputini C.

P-R: Paquete termodinámico Peng – Robinson.

R-K: Paquete termodinámico Redlich-Kwong.

S-R-K: Paquete termodinámico Soave Redlich-Kwong.

FWKOs: Separador de agua libre.

POES: Petróleo original in situ.

xvii

GLOSARIO

BACHE: Es un volumen de hidrocarburo con una composición determinada que se mueve

en un periodo de tiempo determinado.

BSW (BASIC SEDIMENT AND WATER): Cantidad de agua y sedimento que se

encuentra emulsificado o suspendido en el crudo, combustóleo u otro hidrocarburo pesado. Se

debe determinar mediante pruebas de laboratorio o medidores electrónicos sobre una muestra

representativa del fluido.

CENTIPOISE: Es la cantidad de fuerza necesaria para mover una capa de líquido en

relación con otro líquido. Centipoise se considera la unidad estándar de medición para líquidos

de todo tipo.

CORTE DE AGUA: Porcentaje de volumen de agua combinada en una corriente con

hidrocarburo líquido y agua.

CRUDO: Es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida y en reservorio bajo

tierra y que permanece en fase líquida a presión atmosférica después de haber sido tratado en

facilidades de separación superficial.

CRUDO PESADO: Cualquier crudo con un °API inferior a 20° lo que significa que su

densidad es mayor a 0.933.

DUCTOS: El término ducto comprende no solo a la tubería en sí misma, sino también las

instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones de

bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control

medioambiental.

GRAVEDAD API: Es una medida que describe la densidad del hidrocarburo comparándolo

con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua por lo tanto flotaría

en esta.

xviii

HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos sólidos, líquidos o

gaseosos que contienen carbono e hidrógeno. Pueden estar formadas por cadenas

hidrocarbonadas abiertas (alifáticos) o cerradas formando ciclos o anillos (hidrocarburos

cíclicos).

OLEODUCTOS: Conjunto de facilidades incluyendo tuberías, bombas y accesorios

necesarios para transportar crudo a grandes distancias. Típicamente se emplean para transportar

el crudo desde el yacimiento hasta la refinería. Cuando son oleoductos de transporte de

derivados de petróleo se transportan los productos obtenidos de refinería a diferentes

terminales.

PETROAMAZONAS EP: Empresa pública del Ecuador encargada de desarrollar

actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos.

PVT: Consisten en un conjunto de pruebas que se realizan a una muestra representativa de

fluidos del yacimiento donde se determina el comportamiento de las fases y las propiedades

del fluido del yacimiento con el agotamiento de presión, suponiendo un proceso volumétrico e

isotérmico.

RATA DE FLUJO: Término que expresa la velocidad de un fluido. Ej. Barriles por hora,

galones por minuto, metros cúbicos por hora.

Rs: Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un barril de petróleo crudo a

determinada condición de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento; está

expresada en pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN), disueltos en un barril de

petróleo en las mismas condiciones (BN).

UNIDAD DE BOMBEO: Conjunto de motor y bomba para impulsar los fluidos elevando

la presión.

xix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.Mapa de Bloques Petroleros del Ecuador ................................................................... 9

Figura 2. Mapa estructural Ishpingo, Tambococha y Tiputini ............................................... 11

Figura 3.Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente ................................................................. 13

Figura 4. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ......................................................... 14

Figura 5.Estimado de producción del campo ITT .................................................................. 17

Figura 6.Perfil de producción del campo ITT......................................................................... 18

Figura 7. Pozo tipo ITT- Arenisca M1 .................................................................................. 18

Figura 8. Ubicación de los campos Ishpingo, Tambococha, Tiputini .................................... 19

Figura 9. Mapa estructural al tope Napo M1- Área Tiputini .................................................. 20

Figura 10. Proceso para la producción del crudo del campo ITT ........................................... 21

Figura 11.Overview de la Central de procesos Tiputini ......................................................... 25

Figura 12. Categoría de los crudos pesados según su densidad .............................................. 30

Figura 13. Flujo multifásico en una línea de transporte ......................................................... 34

Figura 14. Recursos de crudos pesados en el mundo ............................................................. 34

Figura 15. Recursos de Petróleo en el mundo ........................................................................ 35

Figura 16. Planos paralelos de un fluido-Ley de Newton....................................................... 37

Figura 17. Influencia de la temperatura sobre la viscosidad en líquidos ................................ 40

Figura 18. Influencia de la temperatura sobre la viscosidad en gases .................................... 40

Figura 19. Efecto de la dilución crudo pesado – condensado ................................................. 45

Figura 20. Influencia de la fracción de diluyente en la viscosidad de la mezcla .................... 47

Figura 21. Emulsiones presentes en la producción y transporte de petróleo .......................... 48

Figura 22. Emulsiones múltiples del tipo W1/O/W2 y O1/W/O2 .......................................... 49

Figura 23. Efecto del calentamiento y la dilución en un crudo pesado .................................. 51

Figura 24. Datos para caracterizar petróleo crudo mediante aspen HYSYS 7.2 .................... 56

Figura 25. Entorno de la simulación en aspen HYSYS 7.2 .................................................... 57

Figura 26. Paleta de operaciones unitarias.............................................................................. 58

Figura 27. Producción de fluido Tiputini C ........................................................................... 68

Figura 28. Producción de petróleo Tiputini C ........................................................................ 68

Figura 29. Producción de agua Tiputini C ............................................................................. 69

Figura 30. Producción de gas por pozos Tiputini C ............................................................... 69

Figura 31. Producción total Tiputini C ................................................................................... 70

Figura 32. Producción de fluido Tiputini A ........................................................................... 71

xx

Figura 33. Producción de petróleo Tiputini A ....................................................................... 72

Figura 34. Producción de agua Tiputini A .............................................................................. 72

Figura 35. Producción de gas por pozos Tiputini A ............................................................... 72

Figura 36. Producción total Tiputini A ................................................................................... 73

Figura 37. Producción total del campo Tiputini .................................................................... 74

Figura 38. Producción de gas del campo Tiputini ................................................................. 75

Figura 39. Producción acumulada en CPT campo ITT .......................................................... 76

Figura 40. Aumento del BSW (%) del campo ITT ................................................................. 76

Figura 41. Comportamiento BSW (%) - Enero 2017 ............................................................ 77

Figura 42. Comportamiento del BSW (%) - Febrero 2017..................................................... 77

Figura 43. Comportamiento del BSW (%) - Marzo 2017 ...................................................... 78

Figura 44. Comportamiento del BSW (%) - Abril 2017......................................................... 78

Figura 45. Temperatura salida CPT- entrada ECB ................................................................ 81

Figura 46. Oleoducto (CPT) – (ECB) ..................................................................................... 84

Figura 47. Facilidades tempranas en la Central de procesos Tiputini ..................................... 86

Figura 48. Destilación de crudo ASTM D-86 ......................................................................... 90

Figura 49. Curva de viscosidad dinámica ............................................................................... 92

Figura 50. Nuevo caso a simular ............................................................................................ 94

Figura 51. Lista de componentes seleccionados para la simulación ....................................... 95

Figura 52. Paquete termodinámico Peng – Robinson ............................................................. 96

Figura 53. Entorno básico de simulación................................................................................ 96

Figura 54. Herramienta Oil manager ...................................................................................... 97

Figura 55. Ingreso de datos para caracterizar crudo ............................................................. 97

Figura 56. Propiedades de los componentes del crudo simulado ........................................... 98

Figura 57. Simulación de la corriente de fluido en CPT ........................................................ 98

Figura 58. Datos de la corriente de fluidos ........................................................................... 99

Figura 59. Datos de la corriente de gas .................................................................................. 99

Figura 60. Datos de la corriente de crudo ............................................................................. 100

Figura 61. Datos de la corriente de agua .............................................................................. 100

Figura 62. Simulador del mezclador estático........................................................................ 101

Figura 63. Simulación del proceso para caracterizar los fluidos .......................................... 102

Figura 64. Sub ventana de caracterización de fluidos .......................................................... 103

Figura 65. Entrada de las corrientes al separador V-40170 ................................................. 104

Figura 66. Valores obtenidos en el separador V-40170 ....................................................... 104

xxi

Figura 67. Corrientes de entrada al separador V-511140 .................................................... 105

Figura 68. Valores obtenidos en el separador V-511140...................................................... 105

Figura 69. Simulación de los separadores en aspen Hysys 7.2 ............................................. 106

Figura 70. Simulación del sistema de calentamiento ........................................................... 106

Figura 71. Características del sistema de calentamiento ...................................................... 107

Figura 72. Diseño de corrientes para la bomba booster ....................................................... 107

Figura 73. Características de las bombas booster ................................................................. 108

Figura 74. Bombas de transferencias G.E ............................................................................. 108

Figura 75. Características operativas de la bomba G.E ....................................................... 109

Figura 76. Bombas de transferencia Schlumberger ............................................................. 109

Figura 77. Características operativas de la bomba Schlumberger ........................................ 110

Figura 78. Simulación del ducto a ECB .............................................................................. 110

Figura 79. Sub ventana de la simulación del ducto a ECB .................................................. 111

Figura 80. Ingreso de datos para la simulación del ducto ..................................................... 111

Figura 81. Ingreso de datos de transferencia de calor........................................................... 112

Figura 82. Diagrama de la simulación final de CPT............................................................. 113

Figura 83. Forecast del campo ITT ....................................................................................... 118

Figura 84. Resultados de la simulación final con 30% BSW ............................................... 125



Figura 87. T.inicial (CPT) vs Caudal para 30% BSW .......................................................... 134

Figura 88. T. Descarga (ECB) vs Caudal para 30% BSW ................................................... 134

Figura 89. T.inicial (CPT) vs caudal para 60% BSW ........................................................... 135

Figura 90. Descarga (ECB) vs Caudal para 60% BSW ........................................................ 135

Figura 91. T.inicial (CPT) vs Caudal para 75% BSW .......................................................... 136

Figura 92. Descarga (ECB) vs Caudal para 75% BSW ........................................................ 137

Figura 93. P.Descarga (CPT) vs Q para 30% BSW.............................................................. 138

Figura 94. P.Descarga (CPT) vs Q para 60% BSW ............................................................... 139

Figura 95. P.Descarga (CPT) vs Q para 75% BSW ............................................................... 140

Figura 96. Viscosidad salida (CPT) vs Q para 30% BSW.................................................... 141

Figura 97. Viscosidad Entrada (ECB) vs Q para 30% BSW ................................................ 141

Figura 98. Viscosidad salida (CPT) vs Q para 60% BSW.................................................... 142

Figura 99. Viscosidad Entrada (ECB) vs Q para 60% BSW ................................................ 143

Figura 100. Viscosidad salida (CPT) vs Q para 75% BSW.................................................. 144

xxii

Figura 101. Viscosidad Entrada (ECB) vs Q para 75% BSW .............................................. 144

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Reservas del campo ITT ........................................................................................... 15

Tabla 2. Reservas 2P del campo ITT ...................................................................................... 15

Tabla 3. Datos de producción de petróleo del campo ITT ...................................................... 16

Tabla 4. Cifras de reservas de petróleo en el campo ITT ....................................................... 16

Tabla 5. Equipos de las facilidades de producción en CPT .................................................... 22

Tabla 6. Clasificación °API para los aceites ........................................................................... 31

Tabla 7. Elementos que componen el petróleo ....................................................................... 32

Tabla 8. Clasificación de la viscosidad para los aceites ......................................................... 38

Tabla 9. Unidades de la viscosidad dinámica ......................................................................... 39

Tabla 10.Unidades de la viscosidad cinemática ...................................................................... 39

Tabla 11. Ecuaciones de estado utilizadas en Ingeniería Química ......................................... 54

Tabla 12. Alternativas del calentamiento de fluidos ............................................................... 59

Tabla 13.Unidades de Operaciones en aspen HYSYS 7.2 ...................................................... 64

Tabla 14. Producción de pozos locación Tiputini C ............................................................... 67

Tabla 15. Producción total locación Tiputini C ...................................................................... 70

Tabla 16. Producción actualizada de pozos locación Tiputini A ............................................ 71

Tabla 17. Producción total locación Tiputini A ...................................................................... 73

Tabla 18. Producción total en Tiputini.................................................................................... 74

Tabla 19. Producción acumulada en CPT - Campo ITT ......................................................... 75

Tabla 20. Producción acumula en ECB - Campo ITT ............................................................ 77

Tabla 21. Manejo de presiones de descarga y succión del campo ITT ................................... 79

Tabla 22. Manejo de temperaturas salida CPT, entrada ECB ................................................. 80

Tabla 23. Base del diseño de facilidades en CPT ................................................................... 82

Tabla 24. Base del diseño del sistema actual en CPT ............................................................. 83

Tabla 25. Análisis cromatográfico del gas de producción en CPT ......................................... 88

Tabla 26. Propiedades del gas de producción en CPT @ 14.7 Psi- Campo ITT .................... 89

Tabla 27. Características del crudo y valores de destilación .................................................. 89

Tabla 28. Factor de caracterización KOUP ............................................................................ 90

Tabla 29. Caracterización del crudo por su viscosidad ........................................................... 91

Tabla 30. °API medidos a diferentes temperaturas en CPT .................................................... 92

xxiii

Tabla 31.Datos de proceso para ingresar al simulador Hysys 7.2 .......................................... 93

Tabla 32. Características de la tubería para transportar crudo ................................................ 94

Tabla 33. Resultados del proceso de caracterización de fluidos en Hysys 7.2 ..................... 102

Tabla 34. Características del ambiente que atraviesa el ducto en aspen Hysys 7.2 .............. 112

Tabla 35. Valores de sincronización del proceso en CPT en aspen Hysys 7.2 ..................... 115

Tabla 36. Proyección de la producción del campo ITT ........................................................ 116

Tabla 37. Producción de petróleo - Forecast Tiputini ........................................................... 117

Tabla 38.Proyecciones de caudales a manejar en el campo ITT .......................................... 119

Tabla 39. Valores de las corrientes diseñadas para el análisis del calentamiento con 30%

BSW ....................................................................................................................................... 120


BSW ....................................................................................................................................... 121


BSW ....................................................................................................................................... 121

Tabla 42. Comparación del transporte actual y luego del calentamiento con 30% BSW..... 122



Tabla 45. Resultados de la simulación de acuerdo al ranking de las bombas en aspen Hysys

7.2........................................................................................................................................... 128

Tabla 46. Resultados de la simulación de acuerdo a la presión máxima que soporta la tubería

en aspen Hysys 7.2 ................................................................................................................. 129

Tabla 47.Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 30% BSW ............... 130

Tabla 48. Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 60% BSW .............. 131

Tabla 49. Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 75% BSW .............. 132

Tabla 50. Comparación de Temperaturas en el proceso para 30% BSW ............................. 133



Tabla 53. Comparación de las Presiones en el proceso para 30% BSW ............................. 137



Tabla 56. Comparación de las Viscosidades en el proceso para 30% BSW ........................ 140



xxiv

TEMA: Optimización del transporte de crudo pesado mediante la implementación de un

sistema de calentamiento de fluido en el campo Ishpingo-Tambococha–Tiputini (ITT)

AUTOR: López Gómez Marlon Santiago

TUTOR: Enríquez Vallejo Bolívar Germán. Msc

RESUMEN

Optimizar el transporte del crudo pesado del campo ITT genera un escenario prometedor al

manejo de nuevas reservas de petróleo que sustituyan a la de los hidrocarburos convencionales

en declinación, si bien el crudo fluye en condiciones de presión y temperatura de yacimiento,

al llegar a la superficie se vuelve pastoso y bituminoso, lo que genera un sinnúmero de

problemas, como la obstrucción de las líneas, mayor potencia al trabajo de las bombas,

sobrepresiones entre otros. Para el manejo de estos fluidos se requiere tecnología avanzada, lo

que conlleva el incremento de costos de producción, transporte y operaciones;

primordialmente, los problemas ligados al transporte y su baja movilidad están asociados con

altas viscosidades.

La producción de este campo se maneja con información y estudios proyectando

condiciones y propiedades de los fluidos de producción muy distintas a las que se tienen

actualmente, estas, no obstante, sirvieron como base para la construcción de las facilidades

iniciales del proyecto. Ahora se busca implementar un modelo que cuente con un manejo

adecuado de los parámetros generados en la vida productiva del campo, dando especial

importancia a la caracterización de los fluidos producidos, por medio de este análisis valorar

el comportamiento que tendría el proceso al incluir las nuevas producciones de los campos

Tambococha e Ishpingo que se encuentran en fase de perforación; con la finalidad de prevenir

los problemas generados al manejar crudos pesados.

En este estudio se evaluó la simulación del calentamiento del fluido necesario para mejorar

el transporte del crudo pesado en el bloque 43, en la Central de Procesos Tiputini, lugar donde

se recibe la producción acumulada de crudo de las locaciones Tiputini C y A; esto se realizó

mediante el software Aspen Hysys 7.2 simulador de procesos termodinámicos, donde se

analizaron diferentes escenarios de calentamiento variando las condiciones de caudal, presión

y temperatura, por medio del mismo, se determinó el calentamiento de crudo necesario que se

debe implementar al sistema, ya construido, con el fin de lograr entre otras cosas reducir la

viscosidad, tomando en cuenta que debe ser técnicamente ejecutable, garantizando la integridad

de los equipos, válvulas y otros instrumentos de medición. Al final se realizó la comparación

del transporte del crudo actual y del obtenido luego de la implementación de la alternativa,

evaluando la incidencia del calentamiento en el transporte de hidrocarburos pesados.

PALABRAS CLAVES: Crudo pesado, Dilución, Oleoductos, Bitumen, Software, Procesos,

ITT.

xxv

TOPIC: Optimizations of Heavy Oil by Means of the Implementation of a Fluid Heating

system at Ishpingo-Tambococha–Tiputini (ITT)

AUTHOR: López Gómez Marlon Santiago

THESIS DIRECTOR: Enríquez Vallejo Bolívar Germán, MSc.

ABSTRACT

The optimization of transport of heavy oil in the ITT field generates expectations when it

comes to thinking of new oil reserves that will replace in part those of the conventional heavy

oil less used now, although heavy oil flows in reservoir pressure and temperature conditions,

when reaching the surface it becomes paste-like and bituminous, which generates a number of

problems, such as the obstruction of the pipelines and pumps, and increase of consumption of

electrical energy, among others. To handle these fluids, advanced technology is required, which

leads to an increase in production, transportation and operational costs. Besides, problems

associated with transport and its low mobility are mainly linked to high viscosities.

The production of this field is handled by studies and data where the conditions and

properties of production fluids are very different from those currently used; However, these

were used as a basis for the construction of the early facilities of the project. With this in mind,

now it is searched to implement a model that has an adequate management of the parameters

generated in the productive life of the field, giving special emphasis to the fluids produced,

based on this analysis evaluate the process when the Fields Tambococha and Ishpingo that are

in perforation phases are included to prevent problems generated during the transport of heavy

oil.

In this study, a simulation of heating of the fluid required to improve the transportation

of heavy oil of the 43 Block in the ITT field in the Tiputini Process Center was evaluated,

where all the estimated production of the Tiputini C and A locations is received. This was

carried out through the Aspen Hysys 7.2 software of thermodynamic process, which analyzed

different scenarios of heating variating the conditions of flow, pressure and temperature

volumes, by means of this, the heating of crude oil necessary to be implemented was

determined for the reduction of the viscosity, so it can be economically profitable and can

handle the integrity of equipment, valves and other measuring instruments. Finally, a

comparison of the transportation of the heavy oil currently managed and that of the

implementation of the alternative was made evaluating the incidence of the heating in the

transportation of the heavy oil.

KEY WORDS: Heavy Oil, Dilution, Pipelines, Bitumen, Software, Processes, ITT.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct traslation of the original

document in Spanish

Certified Translator

ID: 172075275-5 Sello

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1 Introducción

Tanto a nivel mundial como en el caso de Ecuador, las reservas referidas a la producción de

crudo convencional tienden a una considerable declinación, el petróleo constituye el recurso

energético primordial a nivel mundial y alrededor del 70% de las reservas están enfocadas a

crudo pesado, se genera la necesidad de optar por este tipo de reservorios que en su tiempo no

fueron explotados por su dificultad de transporte y refino, como fuente para sustituir esta

demanda.

Ecuador es un país netamente productor de crudo, principalmente de petróleos livianos que

se ha visto favorecido debido a su ubicación en la cuenca oriente1, Petroamazonas EP es la

empresa encargada de la producción de los más importantes campos petroleros, aunque existen

compañías privadas que también desarrollan esta actividad, esta empresa está a cargo de la

producción del campo ITT, ubicado en el bloque 43. La producción del campo Tiputini es

manejada en la Central de procesos Tiputini, aquí se tratan los fluidos producidos por medio

de las facilidades iniciales construidas, además se tratarán los petróleos futuros de la

explotación del campo Tambococha e Ishpingo que tienen potenciales hidrocarburíferos

comprobados mediante estudios previos, estos campos también forman parte de dicho bloque.

Para el desarrollo de este tipo de recurso es necesario de una infraestructura y tecnología

avanzada, tomando en cuenta la elevada viscosidad y densidad por debajo de los 20°API, el

desarrollo de dichas tecnologías cobra fuerza, ligada a resolver el problema del transporte.

1 PATRICE B, RIVADENEIRA M, BARRAGÁN R. La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo. (pág. 227-244)

2

La manera tradicional de transportar estos fluidos es a través de ductos, pero al referirse a

crudos pesados se debe tomar en cuenta la caída de presión por fricción; añadiendo a esto la

baja movilidad del crudo y problemas como: obstrucción de las líneas de flujo, alto consumo

de energía por la elevada presión de descarga y succión de las bombas, cavitación por liberación

de gas, provocada por la producción de parafinas y asfaltenos, componentes de bajo peso

molecular, alto contenido de sulfuro; todas estas deficiencias operativas limitan su vialidad

técnica.

El objetivo de esta investigación es evaluar la aplicación del sistema de calentamiento de

fluido sobre la viscosidad de los crudos pesados en el campo ITT mediante el simulador de

procesos Aspen Hysys 7.2, con la finalidad de mejorar el transporte de la producción de crudo,

reducir las presiones en el sistema de bombeo y manejar mayores volúmenes de crudo

producidos sin afectar la integridad de los equipos.

Esto se puede realizar mediante la identificación y caracterización de las muestras de crudo,

interpretación de los sistemas actuales de bombeo y producción del bloque 43, búsqueda de

información mediante revisión bibliográfica, artículos científicos, consulta a personal de

Petroamazonas EP conocedores de la problemática, con lo que se busca dar una solución a

largo plazo y un mecanismo para mejorar la movilidad de los reservorios de crudos pesados y

extrapesados.

1.2 Planteamiento del problema

El campo ITT abarca los proyectos Ishpingo, Tambococha y Tiputini, se localizan en el

extremo este de la Cuenca Oriente, el crudo producido es de aproximadamente 14° API, el cual

es considerado técnicamente como crudo pesado a extrapesado (Rivera, 1998).

3

La explotación de este campo se encuentra a cargo de Petroamazonas EP y se estima un

volumen de petróleo original en sitio (POES), alrededor de 3.400 millones de barriles, que

constituye la mayor acumulación de crudo pesado. (Baby et al; 1997).

El problema radica en la producción de crudos pesados en este campo, los mismos que son

manejados en la Central de Procesos Tiputini donde esta producción actualmente pertenece al

campo Tiputini, este crudo luego de pasar por las facilidades tempranas es bombeado y

transportado a través del ducto hacia la Estación Central de Bombeo con una extensión de 53

km, en este trayecto el crudo pierde calor, generando un sinnúmero de problemas operacionales

como el transporte debido a las elevadas viscosidades.

Para producción futura en 20 años incluyendo a la de los campos Ishpingo y Tambococha

se debe considerar el requerimiento técnico de los equipos necesarios para manejar grandes

cantidades de fluido, estimando el calentamiento que se debe implementar en el proceso,

relacionando las variables presión y temperatura.

Esta producción de igual manera será enviada hacia la Central de Procesos Tiputini (CPT),

lo que dificultaría aún más el transporte del crudo, por lo que plantear en este punto un

calentamiento del proceso generaría mejoras en el transporte de crudo, reduciendo las caídas

de presión a través de la línea, finalmente se busca hacer una comparación del transporte

manejado actualmente y luego de la implementación del calentamiento en el proceso

analizando el comportamiento de la viscosidad del fluido, presiones y temperaturas hasta el

punto donde las facilidades construidas en la (CPT) puedan manejar cantidades de fluido

analizadas.

Según Petroamazonas la producción de petróleo se estabilizará en 108.000 barriles diarios

durante los primeros 17 años y se espera tener una caída de producción hasta llegar a los 58

4

mil barriles diarios a los 29 años de iniciado el proyecto, se estima en 919.7 MM bls de

producción de petróleo dentro de los 25 años de producción.2

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo general

Optimizar el transporte de crudo pesado del campo ITT.

1.3.2 Objetivos específicos

Analizar bibliográficamente los problemas del crudo pesado en las operaciones.

Realizar la caracterización del fluido de producción.

Realizar una simulación del proceso implementando el calentamiento del fluido

mediante el programa Aspen Hysys.

Analizar el forecast de producción del campo ITT con el fin de estimar la producción

esperada a futuro con la inclusión de la producción de los campos Tambococha e

Ishpingo.

Efectuar una comparación entre el sistema de transporte actual y luego con la

implementación de la alternativa.

1.4 Justificación e importancia

La explotación de crudos pesados se ve en la actualidad como la vía de desarrollo y fuente

energética principal por lo que desarrollar una manera rentable de optimizar su transporte

generaría una mejor movilidad y reducción de costos operacionales, por ende beneficios

económicos.

El campo ITT cuenta con resientes descubrimientos de crudos pesados, esta nueva tendencia

ha representado un reto desde el punto de vista técnico, especialmente en el proceso de

2 (Ministerio de Recursos Naturales no renovables; MRNNR, 2013).

5

transporte el mismo que ha sido limitado por problemas que se presentan dentro del oleoducto

como las causas y efectos generados por las altas viscosidades.

Para delimitar el problema se va a tomar en cuenta la producción acumulada del campo,

cabe mencionar que existía un modelo asociado a una caracterización disponible en su

momento, ese diseño contemplaba ya un tratamiento de fluidos, sin embargo las características

del fluido fueron diferentes que las consideradas en el inicio y por lo tanto hay que hacer ajustes

a ese diseño; de aquí surge la alternativa del calentamiento de fluidos.

La producción actual pertenece al campo Tiputini conformada por sub locaciones Tiputini

A y C, para el manejo de estos fluidos se construyeron facilidades tempranas conocida como

Central de procesos Tiputini, aquí se tratan los fluidos producidos, y se estima se transporten

las producciones futuras de los campos Tambococha e Ishpingo. La producción que

actualmente se maneja hasta la fecha es de 90 000 bls/d de un total de 37 pozos, de aquí se

obtuvo la información necesaria para la ejecución del estudio.

En esta investigación se busca mejorar el problema del transporte con la simulación del

calentamiento de fluidos a implementar en el proceso de la (CPT), mediante el software Aspen

Hysys 7.2 , reflejando el comportamiento de los fluidos al añadir temperatura y como las

variables de proceso actúan con el sistema propuesto, con esto valorar la incidencia de futuros

incrementos de producción, para que el proyecto sea técnicamente ejecutable y su aplicación

ayude al manejo de crudos pesados en el país.

El proyecto tiene el apoyo técnico de Petroamazonas E.P para dar continuidad a la

explotación de petróleo y desarrollo de nuevas reservas de crudo pesado aumentando la

eficiencia del proceso y la disminución de los problemas de transporte de los hidrocarburos.

6

1.5 Entorno del estudio

1.5.1 Marco Institucional

El presente estudio se realizó bajo la normativa establecida por la Universidad Central del

Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Carrera de

Ingeniería de petróleos para la obtención del título de Ingeniero de Petróleos, con el auspicio

técnico de Petroamazonas EP; por medio del Convenio de Cooperación Interinstitucional.

Petroamazonas EP

Es una empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de

hidrocarburos, operadora de 21 bloques, 18 ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y tres

en la zona del Litoral.

1.5.2 Marco Ético

La presente investigación, no atenta en ninguna de sus fases contra los principios éticos de

vida, morales, además garantiza la confidencialidad de la información brindada por

Petroamazonas EP, respetando los derechos de autor; los resultados del estudio se presentarán

de forma veraz, clara, libre y no genera conflictos de interés alguno.

1.5.3 Marco Legal

Este trabajo se realizó cumpliendo con la normativa vigente relacionada con los procesos de

titulación, entre los que podemos mencionar:

El artículo.350 y artículo 356 de la Constitución de la República del Ecuador y el artículo

123 que hace referencia al Reglamento sobre el Régimen Académico y el artículo 144

referente a Tesis digitalizadas de la Ley Orgánica de Educación Superior. El artículo 21.

Inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico.

7

Estatuto Universitario

Art.212. “El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para la

obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos

pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de

fin de carrera”. Universidad Central del Ecuador, (2010).

Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos

aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:

Estudios Técnicos:

“Son trabajos que tiene como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,

referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y

cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,

evaluaciones económicas y valoración de los resultados”. Universidad Central del Ecuador,

(2010).

8

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Ubicación Geográfica del Campo ITT

El campo ITT se encuentra localizado en la región amazónica, provincia de Orellana, cantón

Francisco de Orellana, como se puede observar en la Figura 1, de los bloques petroleros del

Ecuador, se encuentra conformado por los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini. El campo

forma parte del Bloque 43 en el extremo este de la Cuenca Oriente frontera con Perú.

2.1.1 Reseña Histórica

En 1949 la compañía Shell perforó el pozo Tiputini 1, el mismo que no resultó productivo;

se lo abandonó el 4 de octubre del mismo año, a dicho pozo se lo denominó Tiputini Shell-1,

alcanzó los 5.595’ de profundidad, y produjo solamente 4 BPPD de petróleo extrapesado

aproximadamente 11 °API.

Posteriormente, en mayo de 1970, la compañía Minas y Petróleos realizó una campaña

sísmica, sobre la base de cuya interpretación, detectó un alto que fue probado con el pozo

Tiputini Minas 1, siendo completado a la profundidad de 5.340’; dio una producción de 228

BPPD de 15 °API, con lo que se descubrió el campo Tiputini, convirtiéndose en el primer

campo descubierto en el área.

En el área del campo ITT Petroecuador ejecutó 1200 km de sísmica 2D y perforó 5 pozos:

Tambococha-1: Petroproducción en 1993

Ishpingo-1 e Ishpingo-2: Petroproducción en 1992 y 1993

Ishpingo-3 e Ishpingo-4: Petroproducción en 2001 y 2002

9

Fuente: Secretaria de Hidrocarburos, 2016 Gráfico 1. Mapa de bloques petroleros del Ecuador

9

Figura 1.Mapa de Bloques Petroleros del Ecuador

10

La Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), retoma la exploración sísmica, con

cuatro campañas que cubren el área del campo Tiputini y se extendieron hacia el norte y sur,

cubriendo un total de 1.746 km, esto permitió definir tres nuevas estructuras: una ubicada al

NNO de Tiputini, a la que denominó Imuya que no pudo ser perforada por consideraciones

ambientales, así como otras dos estructuras ubicadas al sur del campo Tiputini, a las que se

denominó Tambococha e Ishpingo.

La estructura Ishpingo fue probada con el pozo Ishpingo 1, perforado a fines de 1992 hasta

una profundidad de 6.190’, dando una producción de 5.479 BPPD de los yacimientos U, M2,

M1 y Tena Basal.

Finalmente, entre abril y mayo de 1993, se perfora el pozo exploratorio Tambococha-1, en

la estructura del mismo nombre, obteniéndose una producción total de 6.067 BPPD. Resultados

extremadamente exitosos, que permitieron descubrir la mayor acumulación de crudos pesados

de la Cuenca Oriente. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág.406).

En la Figura 2 se puede observar el mapa estructural de los campos Ishpingo, Tambococha

y Tiputini.

2.1.2 Estructura del Campo ITT

El campo ITT constituido por los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini está

geológicamente conformado por cuatro estructuras anticlinales de dirección aproximada Norte-

Sur, controladas por una falla inversa en la misma dirección, este eje estructural es regional y

se extiende desde el norte de la cuenca hasta el sur oriente de la misma. (Baby, Rivadeneira, &

Barragán, 2014, pág.407).

11

Figura 2. Mapa estructural Ishpingo, Tambococha y Tiputini

Fuente: Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014

12

2.1.3 Características de los Reservorios

Los yacimientos identificados en el campo ITT son:

Arenisca U

Esta formación se depositó en un ambiente fluvial de canales, evolucionando hacia el techo

a un ambiente transicional de canales retrabajados por marea (White et al., 1997). (Beicip -

Franlab 1995) define en cambio un ambiente deltaico-estuarino, con influencia mareal. Se

presentan ocasionales niveles de lutitas negras y tobáceas blancas.

Arenisca M1

El ambiente de depositación hacia la base, parece corresponder a canales fluviales, lo que

se confirma por la ausencia total de fósiles marinos en varias muestras analizadas. Labogeo

(1993), sugiere un ambiente transicional. Es una arenisca transgresiva que culmina con lutitas

de ambiente marino somero reductor. Generalmente una arenisca.

Basal Tena

El reservorio M2 es de muy pobre calidad y se desarrolló en condiciones marino-

marginales. Basal Tena parece fue depositada en un ambiente fluvial, evolucionando a

marginal marino, es una arenisca cuarzosa, de grano grueso a medio, en ocasiones fino, suelta

a la base y con cemento calcáreo hacia el techo. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014,

pág.410).

2.1.4 Características de los Crudos

La gravedad de estos crudos varía entre 12 y 16 °API y un porcentaje en peso de azufre

que va de 2,4 a 3%, de los crudos analizados; las tendencias de madurez termal de los crudos

varían entre bajas y moderadas, y muestran un grado variable de degradación, estando la

mayoría severamente degradados, como muestran sus cromatogramas de gases, en los que se

13

observa una pérdida casi completa de las fracciones livianas. Los extractos de tena basal

muestran un grado menor de degradación. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág.411).

2.1.5 Marco Geológico Regional

La Cuenca Oriente ecuatoriana representa una de las cuencas Subandinas más complejas y

atractivas tanto desde el punto de vista científico como económico. Posee alrededor de 30 mil

millones de barriles de petróleo, así como la presencia de afloramientos relativamente buenos

en su margen occidental.

Al presente, la Cuenca Oriente está en una posición de cuenca de ante país de transarco de

los Andes ecuatorianos. Se ubica en una zona estructuralmente muy compleja, al norte de la

charnela entre los Andes Centrales y Andes Septentrionales como se aprecia en la Figura 3

(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág.17).

Figura 3.Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente

Fuente: Baby, Rivadeneira& Barragán 2014

14

2.1.6 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

Figura 4. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente

Fuente: Baby, Rivadeneira& Barragán 2014

15

2.2 Reservas de Hidrocarburos en el ITT

En caso de desarrollo de los campos ITT según el esquema propuesto en el estudio

presentado por Belcip Franlab, las reservas 2P (probadas y probables) del bloque ITT están

estimadas en 919.7 MMbls (millones de barriles) dentro de los 25 años de producción, con un

rango de 607 MMbls 1P a 1302, 3P (probada, probable y posible).

De acuerdo a los datos de Petroamazonas las reservas probadas, de los volúmenes de

petróleo “in situ” que pueden comercialmente ser explotados son de (1P) 459,1 millones de

barriles, las reservas probadas más probables (2P) 919,7 millones de barriles, y si se consideran

las reservas posibles, el potencial podría llegar a (3P) 1530 millones de barriles, lo que

obviamente estaría sujeto a comprobación mediante un período previo de exploración.

(Petroamazonas EP, 2014).

Tabla 1. Reservas del campo ITT

CAMPO

YACIMIENTO

°API

POES 106 bls POES 109 bls

1P 2P 3P 1P 2P 3P

Ishpingo Sur B. Tena-M1 15.4 970.9 1231.5 1413.7 80.8 194.6 339

M2-U 13.9 842.2 931.4 1000.0 64.1 104.3 145

Ishpingo

Norte

B. Tena-M1 14.8 489..4 653.1 819.2 39.3 92.7 164.4

M2-U 14.0 311.5 419.2 496.5 43.8 67.5 86.1

Tambococha

Tiputini

B. Tena-M1 14.2

1913.0 2349.9 2678.8 184.2 460.6 796

M2-U 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0

Realizado por: Marlon López G

Fuente: Petroamazonas, 2014

Tabla 2. Reservas 2P del campo ITT

RESERVAS POR

CAMPO (2P) ISHPINGO

TIPUTINI

TAMBOCOCHA TOTAL ITT

RESERVAS, 106

bls 459.1 460.6 919.7



16

2.2.1 Datos de producción de petróleo del campo ITT

Tabla 3. Datos de producción de petróleo del campo ITT

POZ

O

ISHPINGO

-1 (BPPD)

ISHPINGO

-3 (BPPD)

ISHPINGO

-4(BPPD)

TAMBOCOCHA

-1 (BPPD)

TIPU.MINAS

-1 (BPPD)

B.

Tena 731 1491 2349 2400

M1 3138 2860 1289 3319 228

M2 127

U 1146 1881 439

Total 5142 6332 4077 5719



Tabla 4. Cifras de reservas de petróleo en el campo ITT

1P 2P 3P

CAMPOS

Ishpingo sur/norte

Tambococha–

Tiputini Petróleo “in

situ”

Ishpingo sur/norte

Tambococha–


situ”

Ishpingo sur/norte

Tambococha–


situ”

RESERVAS 459.1 919.7 1530


Fuente: Petroamazonas EP, 2014

Según Ramiro Rivera (1998), “En los campos Imuya-Tiputini-Tambococha-Ishpingo, la

arenisca M-1 de la formación Napo es la prospectiva, la estructura de Ishpingo que está

localizada a lo largo del alto Tiputini a 7 km al sur-oeste del pozo Tiputini Minas, abarca un

área de 16.666 acres con un espesor neto promedio de 75 pies”.

En cuanto a Tambococha- Tiputini que es un anticlinal ubicado al sur del rio Napo a lo largo

del levantamiento Tiputini, tiene un área de 17.000 acres con un espesor promedio de 66 pies.

17

2.2.2 Forecast de Producción

El forecast de producción consiste en una estimación futura de la producción de fluidos

esperados en el campo, para lo cual se debe considerar lo siguiente:

Historiales de producción

Tasa de declinación de producción en el tiempo

Variables de ingreso de nuevos pozos

Producción de agua con el aumento del BSW

Perforación de nuevos pozos para elevar la producción

2.2.3 Volúmenes Esperados de Producción del Campo ITT

Figura 5.Estimado de producción del campo ITT


2.2.4 Perfiles de Producción

Los perfiles de producción que se estiman de los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini,

se puede observar la incorporación de cada uno de los campos, en primer lugar la producción

el campo Tiputini aproximadamente a los dos años de iniciar el desarrollo del proyecto; unos

ocho meses después de iniciada la producción del Tiputini, ingresará a la producción el campo

Tambococha, y aproximadamente unos dos años más tarde se incorporará la producción de

Ishpingo. (Ministerio de Recursos Naturales no renovables; MRNNR, 2013).

18

Figura 6.Perfil de producción del campo ITT

Fuente: MRNNR, 2013

2.2.5 Actualidad del Campo ITT

Hasta el año 2017 se dio el ingreso de 37 pozos a un intervalo de 14 días por pozo, con dos

torres de perforación en el bloque 43. Los caudales iniciales fueron entre 1500 y 2500 bls de

petróleo día con un máximo de fluido de 5000 BFPD.

Figura 7. Pozo tipo ITT- Arenisca M1 Realizado por: Marlon López G


19

2.2.6 Situación del Transporte de crudo del Campo ITT

2.2.7 Descripción del área de estudio

El bloque 43 está conformado por los campos Tiputini, Tambococha e Ishpingo, es un

campo nuevo donde su aporte de producción está ligado a la explotación de crudos pesados

provenientes de la Arenisca M1 con un valor promedio de 14.1 °API, actualmente Tambococha

e Ishpingo se encuentran en planes a futuro de producción.

Figura 8. Ubicación de los campos Ishpingo, Tambococha, Tiputini

Fuente: http://servindi.org/actualidad/93632

2.2.8 Información obtenida del Campo Tiputini

Se debe considerar que la producción actualmente se encuentra delimitado por el campo

Tiputini, el mismo que se encuentra conformado por 4 locaciones Tiputini A, Tiputini C,

Tiputini D, Tiputini E, de donde Tiputini A y C se encuentran en producción y las dos restantes

en etapas de perforación.

20

Figura 9. Mapa estructural al tope Napo M1- Área Tiputini


2.2.9 Central de Procesos Tiputini (CPT)

La Central de procesos Tiputini es el lugar donde se construyeron las facilidades tempranas

para la producción del bloque 43 y las futuras de los campos Ishpingo y Tambococha, en la

actualidad está llegando la producción conjunta de las locaciones Tiputini A y C, con un

estimado de producción de 90 000 bls/d de 37 pozos.

21

Después de la Central (CPT), lugar de la investigación, el crudo es transportado por medio

del oleoducto a través de las bombas de transferencia hasta la Estación Central de Bombeo

(ECB), con una extensión de 52 km de tubería superficial y/o enterrada teniendo en cuenta la

intervención de cruce de ríos a su paso, este crudo desde ECB es transportado hasta el Campo

Edén (Bloque 12) conjuntamente con la producción del Bloque 31.

Figura 10. Proceso para la producción del crudo del campo ITT


2.2.10 Área de estudio en la Central de Procesos Tiputini (CPT)

El área de análisis comprende desde la producción acumulada del campo Tiputini del

bloque 43, la llegada a (CPT) y su correspondiente bombeo a (ECB).

2.2.11 Facilidades de producción construidas en la (CPT)

Las facilidades de producción temprana constan de dos trenes de procesamiento de 80.000

BFPD cada uno:

Ingreso de la producción temprana del campo Tiputini.

Mezcla de los fluidos de producción.

Separación primaria (Líquido/gas).

22

Calentamiento del fluido y transferencia de la producción a la Estación central de

bombeo (ECB).

Sistema de calentamiento indirecto.

2.2.12 Equipos de Las Facilidades de Producción en la (CPT)

Tabla 5. Equipos de las facilidades de producción en CPT

EQUIPO NÚMERO CAF

Separadores trifásicos

Separador 1 V- 40170

Separador 2 V-511140

Free Water Knockout Drum V-2560

Mezclador estático

Mezclador 1 MX-4095 B

Mezclador 2 MX-4095 A

Scrubber

Scrubber 1 V-5165

Scrubber 2 V-51575

Thermal Oxidizer

Thermal Oxidizer 1 LCP-570



Bombas Booster

Bomba Booster A P-B58A

Bomba Booster B P-B58B

Bomba Booster C P-B58C

Bomba Booster D P-B58D

Bomba Booster E P-B58E

Bomba Booster F P-B58F

Intercambiador de calor V-4088 A

Bombas General Electric

Bomba General Electric 1 P-51500 A

Bomba General Electric 2 P-51500 B

Bombas Schlumberger

Bomba Schlumberger 1 P-40445 B

Bomba Schlumberger 2 P-40445 C


Fuente: (Petroamazonas, 2016)

23

2.2.13 Descripción general de las facilidades tempranas en (CPT)

Las Facilidades tempranas de la Central de Procesos Tiputini (CPT), reciben la producción

multifásica del campo Tiputini en su etapa inicial, por su línea de flujo de 18”.

Esta producción ingresa al skid de recepción, desde donde se direcciona a los mezcladores

estáticos que a su vez reciben el fluido caliente recirculado desde los intercambiadores de calor,

optimizando la transferencia de calor con los fluidos de ingreso; los fluidos ya mezclados

continúan su trayecto hacia los separadores de producción trifásicos (separador 1 y 2 que

operan en modo bifásico), es decir estos equipos separan la corriente de gas de producción y la

corriente líquida (agua y crudo).

Adicionalmente durante las facilidades tempranas del (CPT), el Separador 1 operará

manejando los fluidos de producción, junto con las nuevas bombas booster, las cuales enviarán

dichos fluidos hacia las actuales bombas de transferencia del sistema well testing.

La producción líquida es dirigida a la succión de las bombas “booster”. Estas bombas

descargan la producción líquida a los intercambiadores de calor (crudo + agua / vapor de agua),

a fin de aumentar la temperatura (hasta 180 ºF), mejorando así la transferencia de los fluidos

hacia la Estación Central de Bombeo (ECB). Luego, una parte del fluido caliente se recircula

hacia los mezcladores estáticos, y la otra parte del fluido caliente es direccionado hacia las

bombas de transferencia y enviado hacia (ECB), a través de la línea de flujo de 24” (CPT-

ECB).

En esa línea de flujo se dispone de un lanzador de herramienta (Pig), el cual tiene como

finalidad lanzar la herramienta de limpieza o inspección hacia el ducto.

24

2.2.14 Descripción general del sistema de Calentamiento en (CPT)

Con la finalidad de mejorar el transporte del crudo en la central de procesos Tiputini se ha

dispuesto de un sistema de calentamiento que generará vapor saturado, utilizado como fluido

calefactor en el intercambiador de calor crudo / vapor a fin de calentar el fluido de proceso

mejorando la transferencia hacia la Estación Central de Bombeo (EC); una vez que el vapor

transfiere calor al fluido de proceso se condensa y es retornado al skid de calentamiento.

El sistema de calentamiento en la Central de procesos Tiputini, está conformado por los

sistemas principales:

Un sistema de calentamiento, que consta de la caldera y los sistemas de tratamiento

final (Ósmosis inversa) y alimentación de agua.

Un intercambiador de calor

Un sistema de pretratamiento de agua

Un sistema de combustible para caldera.

En el Anexo M, se puede ver el overview del sistema de calentamiento.

En el Gráfico 10 se describe el overview del proceso manejado en la Central de Procesos

Tiputini.

25

2.2.15 Overview de la Central de Procesos Tiputini

Figura 11.Overview de la Central de procesos Tiputini


25

26

2.3 Generalidades de los Crudos Pesados

2.3.1 Crudo pesado y extra-pesado

El bitumen y el crudo extra pesado manejan valores aproximados de menos 10 °API y

viscosidades por encima de los 100.000 mpa.s. (Curtis, y otros, 2002).

Al hablar de los factores de recobro de los crudos pesados generalmente son del 1-4% y se

mantienen por debajo del 10% debido a la alta energía que requiere levantar los fluidos de alta

viscosidad; gracias a los altos precios, se han generado grandes expectativas y fuentes de

inversión para la producción de estos crudos. (Babwah, Dawe & Mellowes, 2006).

La producción de este tipo de crudo es más compleja y costosa que la producción de crudos

livianos, los costos de producción por barril de crudo pesado, puede ser tres veces más altos

que la de los crudos livianos y las emisiones de CO2 a partir de estos crudos pueden

considerarse el doble que los livianos. (Jeters, 2008).

2.4 Origen de los crudos pesados

Oñate y Rodríguez (2012), expresan que “ La roca madre generadora de hidrocarburo como

se conoce no produce petróleo pesado, la condición que lo limita es aclarada por los expertos

geoquímicos los cuales hablan que el petróleo generado al inicio tendría una densidad

equivalente a 30 y 40 °API y debido a una degradación sustancial ocurrida durante el proceso

de migración y cuando entra en contacto con la permeabilidad y porosidad de la roca esta lo

entrampa esto condiciona su estado, esta degradación está condicionada por los procesos

físicos, químicos y biológicos que sufre el crudo”.

Es común que los crudos pesados se encuentren en yacimientos más profundos que los

livianos debido a los efectos de movimiento gravitacional sobre el yacimiento por lo que los

27

yacimientos inexplorados y que presentan el mayor porcentaje de yacimientos se encuentran

ubicados en las zonas profundas. (Khavari-Khorasani, Michelsen & Dolson, 1998).

2.5 Caracterización de fluidos de producción

El crudo principalmente constituido por hidrocarburos que son compuestos de hidrógeno y

carbono, en su mayoría parafinas, naftenos y aromáticos, junto con cantidades variables de

derivados saturados homólogos del metano (CH4). El crudo al ser una mezcla heterogénea de

compuestos orgánicos se requiere de una prueba en laboratorio para poder determinar sus

propiedades y componentes, de esta manera obtener la curva de destilación.

2.5.1 Parámetros para clasificar yacimientos de hidrocarburos

Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción: presión,

temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API.

Aquellos que se obtienen en laboratorio usando muestras representativas y simulando

el comportamiento de los fluidos.

2.5.2 Procedimientos para caracterizar fluidos

Recopilación de la información:

Las principales propiedades necesarias para caracterizar un fluido son: presión de

saturación, relación gas - petróleo (RGP), gravedad API, factor volumétrico, y composición

molar. Existen dos formas de determinar dichas propiedades de los fluidos presentes en un

yacimiento; mediante pruebas de producción y caracterizada mediante la construcción del

diagrama de fase característico del fluido y pruebas PVT.

28

Obtener datos de producción:

Esto se hace en base a la caracterización de mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso, tales

como gas seco, húmedo y condensado.

Caracterización termodinámica mediante pruebas PVT

Es necesario realizar la caracterización de un yacimiento mediante pruebas PVT, a

temperatura constante del yacimiento. Los datos de las pruebas PVT deben ser validados a fin

de verificar su representatividad y consistencia. Luego de ser tomados y validados dichos datos,

es posible el cálculo de otras propiedades de las que se requieran los resultados obtenidos de

dicha prueba.

Relación gas petróleo (RGP)

Análisis composicional

Gravedad api

Factor volumétrico

Factor volumétrico del gas

Gravedad específica del liquido

Gravedad específica del gas

2.6 Clasificación de los crudos pesados

Los crudos presentan un amplio rango de densidades y viscosidades. La viscosidad a la

temperatura de yacimiento es una medida de relevancia para determinar la fluidez que tendrá

el petróleo, así mismo la densidad implica la cantidad de derivados de destilación a obtenerse.

La densidad usualmente se define en términos de grados API y se relaciona con la gravedad

específica, mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API, Las densidades API

del hidrocarburo líquido varían desde los 4° para el bitumen rico en brea, hasta los 70° para los

29

condensados; el petróleo pesado abarca un amplio rango que existe entre el petróleo

ultrapesado y el liviano. (Oñate y Rodríguez, 2012).

2.7 Propiedades de los crudos pesados

Gonzáles Fernando (1999), señala que “Las propiedades de los hidrocarburos dependen del

número de moléculas de hidrógeno y carbono que tengan y de sus propios arreglos

moleculares”.

Oñate y Rodríguez (2012), señalan “Diferentes propiedades físicas y químicas que se ven

afectadas, generalmente estos crudos presentan:

Alta viscosidad.

Baja gravedad API (<20°).

Alto punto de fluidez (punto de vertido): 80-100°F.

Alto contenido de metales pesados como níquel y Vanadio.

Alto contenido de azufre y nitrógeno.

Alta relación gas aceite (GOR).

Salinidad del crudo.

Se han categorizado los crudos pesados de acuerdo a su densidad y viscosidad.

Crudo pesado: 10°< API <20°

Crudo extra pesado y bitumen: API<10°”.

30

Figura 12. Categoría de los crudos pesados según su densidad

Fuente: Saniere, A. Hénaut, I. Argillier, J-F, 2004

2.7.1 Gravedad Específica

La gravedad específica del petróleo está definida como la relación de la densidad del

petróleo con respecto a la densidad del agua. Medidas a 60°F y presión atmosférica.

𝛾𝑜 =𝜌𝑜

𝜌𝑤 Ecuación (1)

Donde:

γo = Gravedad específica del petróleo.

ρo = Densidad del petróleo crudo, lb/ft3

ρw = Densidad del agua, lb/ft3 (Rivero, 2007).

2.7.2 Densidad del petróleo

La densidad del crudo se define como la relación entre la masa y el volumen de crudo a

una determinada presión y temperatura, La clasificación de los hidrocarburos por su densidad

fue propuesta por el Instituto Americano del Petróleo, la cual fue reconocida a nivel mundial

basada en la densidad en grados API, los cuales relacionan la densidad del crudo con la del

agua, a través de la gravedad específica del aceite. (Rivero, 2007).

31

La siguiente ecuación se ocupa para el cálculo de la densidad en ° API:

°𝐴𝑃𝐼 = 141.5

𝜌− 131.5 Ecuación (2)

La gravedad API es la más usada en la industria petrolera con el fin de distinguir los

diferentes tipos de hidrocarburos, así entonces, entre menor sea el API este tipo de crudo se

denominara pesado, este criterio se muestra en la tabla 6.

Tabla 6. Clasificación °API para los aceites


Fuente: Schlumberger, 2013

2.8 Composición del petróleo

James G. Speight (2006), señala que “El petróleo es un compuesto químico, una

combinación compleja de los elementos carbono e hidrógeno, de ahí el nombre de

hidrocarburos, además de algún otro elemento encontrado en la materia orgánica. Con algunas

excepciones, las proporciones de los elementos en el petróleo tienen variaciones bastante

pequeñas”. Lo mencionado se aprecia en la Tabla 7.

Tipo de crudo Gravedad Específica (ρ) Densidad (°API)

Superligero < 0.83 >39

Ligero 0.87-0.83 31.1-39

Mediano 0.92-0.87 22.3-31.1

Pesado 1-0.92 10-22.3

Extrapesado >1 <10

32

Tabla 7. Elementos que componen el petróleo

Elemento Proporción

Carbono 83-87%

Hidrógeno 10-14%

Nitrógeno 0.1-2%

Oxígeno 0.05-1.5%

Sulfuro 6%

Metales (Ni-V) < 1000 ppm


Fuente: Speight, 2006

2.9 Caracterización del gas de producción

La caracterización de los líquidos de gas natural (LGN) se emplea como herramienta para

implementación del diseño de las etapas temprana, equipos, control de calidad y cálculo de

rendimiento en la separación de productos de mayor valor agregado como etano, propano,

butanos, pentanos y compuestos de mayor peso molecular.

2.9.1 Técnicas para caracterizar el gas de producción

2.9.2 Cromatografía de gases

Para determinar la composición de una mezcla de (LGN) se debe aplicar cromatografía de

gases que consiste en una metodología analítica instrumental que permite la separación de los

componentes de una mezcla mediante el uso de una columna cromatográfica.

Esta metodología se empleará en:

La caracterización, composición, pronóstico de comportamiento y calidad del gas.

En el diseño y dimensionamiento de equipos para el procesamiento y tratamiento del

gas.

33

2.10 Sistemas para el transporte de crudo pesado

Entre los procesos más utilizados a la hora de mejorar el transporte de crudo pesado se

encuentran el calentamiento, dilución, las emulsiones, el transporte anular, y el cracking

catalítico pero su implementación radica en los costos elevados de inversión.

Chen, Wang, Pan, & Guo, (2009), mencionan que “Algunas investigaciones han

determinado también la habilidad del crudo pesado de auto lubricarse mediante vórtices

longitudinales donde el fluido menos viscoso y más caliente en el centro se desplaza a las

paredes y reduce el rozamiento”.

La presencia de gases y agua permiten también la reducción de la viscosidad y el rozamiento

del crudo pesado. (Speight, 2004).

2.11 Flujo multifásico en tuberías

Según Duns-Ross “Se consideraron 13 variables importantes en el flujo multifásico en

tuberías, se considera que las pérdidas de presión para el flujo multifásico son función de las

velocidades superficiales de las fases líquida y gas, de las densidades de la fase líquida y gas,

de las viscosidades de las fases líquida y gas, de la tensión superficial, del ángulo de contacto

entre las fases y la pared de la tubería, del diámetro, longitud y rugosidad y el ángulo de

inclinación de la tubería, y de la aceleración de la gravedad”.

El flujo multifásico puede tener las tres fases, agua, petróleo y gas, es una situación muy

típica en la industria petrolera, la cual ocurre desde el momento que se produce el petróleo

hasta la separación efectiva de las fases, es decir el flujo multifásico se tiene en el pozo, líneas

de flujo y tuberías de transporte.

34

Figura 13. Flujo multifásico en una línea de transporte

Fuente: S. Rastoin, Z., Sohmid, D.R., D.R.Doty, (1997)

2.12 Reservas de crudos pesados

Oñate y Rodríguez (2012), mencionan que “La mayoría de crudo pertenece a los no

convencionales, por tal razón resulta de gran interés las reservas de crudo pesado, extra pesado,

bitumen y las arenas bituminosas”.

Figura 14. Recursos de crudos pesados en el mundo

Fuente: www.Schlumberger.com

35

Actualmente explotar este tipo de recursos no resulta rentable por la necesidad de tecnología

de punta e inversiones a realizar, pero se debe tomar en cuenta que estos yacimientos

conforman el 70% de las reservas mundiales, el 30% las arenas petrolíferas y el bitumen, el

25% el petróleo extra pesado y finalmente el 15% el pesado. El restante 30% queda para el

petróleo ligero y mediano.

Figura 15. Recursos de Petróleo en el mundo

Fuente: Panorama general de los hidrocarburos no convencionales Olade, 2012

2.13 Características del crudo pesado para ser transportado por tuberías

Para que el crudo pesado pueda ser transportado a lo largo de los oleoductos debe cumplir

con las siguientes características.

Temperatura por encima del punto de fluidez

Viscosidad lo suficientemente baja, con el objetivo de optimizar procesos

El punto de fluidez se considera a la mínima temperatura a la que el petróleo fluye, en este

estado el crudo tiene un comportamiento de un material sólido por lo tanto el punto de fluidez

alto perjudica el transporte de crudo. (Oñate y Rodríguez, 2012).

Petróleo convencional

30%

Petróleo pesado15%

Petróleo extra pesado

25%

Arenas petrolíferas,

bitumen30%

RECURSOS DE PETRÓLEO EN EL MUNDO

36

2.14 Tuberías para crudos pesados

Oñate y Rodríguez (2012), mencionan “Las tuberías que transportan actualmente el crudo

pesado en el mundo se clasifican en diferentes categorías:

Tuberías de grandes longitudes y diámetros que fueron diseñadas para transportar crudo

convencional o ligero.

Tuberías de gran longitud y diámetro diseñadas para operar con crudos pesados

Tuberías de diámetro menor y longitud más corta para propósitos especiales, diseñadas

para crudos pesados.

Generalmente las tuberías que se encuentran utilizando en la industria son las que se

construyeron con anterioridad para el transporte de crudo liviano y lo que se hace es

implementar una alternativa que mejore la movilidad sin incrementar en su mayoría costos”.

2.15 Viscosidad de los fluidos

2.15.1 Definición de Viscosidad

Según Streeter (1996): “La viscosidad es la propiedad del fluido en virtud de la cual este

ofrece resistencia a las tenciones de cortadura, la ley de la viscosidad de Newton establece que

para una velocidad angular de deformación dada del fluido la tensión de cortadura es

directamente proporcional a la viscosidad”.

Isaac Newton definió a la viscosidad considerando el modelo representado en la figura 16.

Dos placas paralelas separadas por una distancia “y”, y con el espacio entre ellas lleno de fluido,

una de ellas fija y la otra móvil. La placa fija sin movimiento se encuentra en contacto con el

fluido, por lo tanto tienen una velocidad igual, en cambio la placa superior se mueve a una

velocidad constante “V” al actuar sobre ella una fuerza “F” también constante.

37

Figura 16. Planos paralelos de un fluido-Ley de Newton

Fuente: Streeter, 1996

Newton asumió que la fuerza requerida para mantener está diferencia en velocidad era

proporcional a la diferencia en velocidad a través del líquido, o el “gradiente de velocidad”.

Para expresar esto, Newton escribió:

𝜏 = 𝜇𝑑𝑢

𝑑𝑦 Ecuación (3)

ʎ =𝑑𝑢

𝑑𝑦 Ecuación (4)

Reemplazando las ecuaciones se obtiene:

𝜏 = 𝜇 ∗ 𝛾 Ecuación (5)

Donde:

du/dy: velocidad angular de deformación

μ: viscosidad (Pa*s)

τ: tensión de cortadura (Pa)

γ: deformación del fluido o gradiente de velocidad (s-1)

En la Tabla 8, se ilustra la clasificación de la viscosidad para los aceites.

38

Tabla 8. Clasificación de la viscosidad para los aceites

Clasificación °API Viscosidad (cP)

Superligero >39 < 100

Ligero 31.1 – 39 < 100

Medio 22.3 - 31.1 < 100

Pesado 10 – 22.3 100- 10.000

Extrapesado < 10 100- 10.000

Bitumen < 10 >10.000


Fuente: Modificada de WPC, 1987

2.15.2 Clasificación de la Viscosidad

2.15.3 Viscosidad Absoluta o Dinámica

De acuerdo al concepto de Brito menciona: “La viscosidad dinámica suele denotarse a través

de la letra griega µ. En la ley de Newton enunciada anteriormente, µ es la viscosidad absoluta

o coeficiente de viscosidad dinámica, despejando este valor de dicha ecuación se tiene.

𝜇 = 𝜏

𝛾 Ecuación (6)

La viscosidad absoluta es una propiedad de los fluidos que indica la mayor o menor

resistencia que éstos ofrecen al movimiento de sus partículas cuando son sometidos a un

esfuerzo cortante. Algunas unidades a través de las cuales se expresa ésta propiedad se observa

en la Tabla 9. Es importante resaltar que ésta propiedad depende de manera muy importante de

la temperatura, disminuyendo al aumentar la misma”.

39

Tabla 9. Unidades de la viscosidad dinámica


Fuente: http://www.thehouseofblogs.com

2.15.4 Viscosidad Cinemática

Avallone & Baumeister, dicen que “La viscosidad cinemática es la relación entre la

viscosidad dinámica y la densidad del fluido”, ésta suele denotarse como υ.

𝜐 =𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎

𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜=

𝜇

𝜌 Ecuación (7)

En la tabla 10, se presentan las unidades de viscosidad cinemática en los tres sistemas

utilizados con frecuencia.

Tabla 10.Unidades de la viscosidad cinemática


Fuente: http://www.thehouseofblogs.com

40

2.15.5 Factores que afectan la viscosidad

2.15.6 Variación de la viscosidad con la temperatura

Oñate y Rodríguez (2012), hablan que “La viscosidad de un líquido decrece con el aumento

en la temperatura, esto se debe al aumento de la velocidad de las moléculas, y por consiguiente

a la disminución de su fuerza de cohesión y de la resistencia molecular.

Los crudos denominados medianos tienen una estructura molecular más estable a cambios

de temperatura, que los crudos pesados, es decir entre más viscoso sea el crudo, posee una

estructura más inestable que puede ser alterada por cambios mínimos de temperatura”.

Figura 17. Influencia de la temperatura sobre la viscosidad en líquidos

Fuente: Rivero, 2007

La viscosidad en los gases se comporta de manera diferente a los líquidos, en el hecho de

que la viscosidad aumenta al tiempo que aumenta la temperatura, como se observa en la Figura

18.

Figura 18. Influencia de la temperatura sobre la viscosidad en gases

Fuente: Rivero, 2007

41

2.15.7 Efecto de la presión sobre la viscosidad

Según Fox & Donald (1989), “En el caso de los líquidos la viscosidad no se ve afectada por

presiones moderadas, pero a presiones altas se ha encontrado que la viscosidad crece

sensiblemente. Tal es el caso, por ejemplo, de la viscosidad del agua a 10 000 atm, que es el

doble del valor correspondiente a 1 atm”.

Para los gases, la viscosidad es esencialmente independiente de la presión cuando esta toma

valores entre unos cuantos centésimos de una atmósfera y unas cuantas atmósferas.

2.16 Medición de la viscosidad

Según Mott (2006) “Los procedimientos y el equipo de medición de viscosidad son

numerosos, algunos emplean los principios fundamentales de la mecánica de los fluidos para

tener la viscosidad en unidades básicas, otros indican exclusivamente valores relativos de la

viscosidad que se puede utilizar para comparar diferentes fluidos”.

Oñate y Rodríguez (2012), mencionan “Para medir la viscosidad absoluta de los fluidos,

especialmente gases y vapores se requieren de elaborados equipos, por otra parte un

instrumento más simple llamado viscosímetro, puede ser usado para medir la viscosidad

cinemática de los crudos y otros líquidos viscosos, la viscosidad de los crudos se mide

generalmente por el registro del tiempo requerido para un volumen dado de fluido a una

temperatura constante para fluir por un orificio pequeño a condiciones estándar”.

Entre los equipos utilizados para la medición de la viscosidad se encuentran: viscosímetro de

tambor giratorio, viscosímetro de tubo capilar, viscosímetro universal de Saybolt, viscosímetro

Brookfield.

42

2.17 Manejo de crudos pesados en oleoductos

Oñate y Rodríguez (2012), “Uno de los inconvenientes a tomar en cuenta en el transporte

de crudos pesados tiene que ver con la viscosidad, los mismos que son difíciles de movilizarlos

de un lugar a otro, para esto se debería tener diferenciales de presión altos lo que generaría el

uso de más cantidad de bombas a menores distancias dando lugar a el aumento del consumo

de energía que puedan levantar dichos caudales, pero no es posible por los costos económicos

que estos demandan, esto crea la necesidad de encontrar la manera más eficiente y sobre todo

económica para mejorar el transporte”.

A continuación, se detallan algunos métodos para transportar el crudo pesado de manera

técnica-económica aplicable.

El precalentamiento del crudo a elevada temperatura, de tal manera de permitir su

fluidez a través de la línea de flujo manteniendo o no aislada la tubería.

Calentar tanto la línea de flujo como el crudo por algún Método como el Calentamiento

eléctrico o Vapor.

Inyectar agua para formar una capa entre la pared de la tubería y el crudo.

Mezclar agua con el crudo para generar emulsión

Diluir el crudo pesado con otro más ligero o una fracción del mismo.

Disminuir el punto de fluidez, mediante el procesamiento de estos crudos antes de

enviarlos por la tubería puede cambiar su estructura ceroso-cristalina.

Modificar el punto de fluidez, mediante un ciclo especial de calentamiento

/enfriamiento para reducir el punto de fluidez al mismo tiempo la viscosidad.

Realizar un proceso de viscorreducción mediante el craqueo térmico, esto se puede

aplicar a todo el crudo o a una porción.

43

Proceso de hidrogenación, es decir añadir hidrógeno o de hidrocarburos de peso

molecular ligero para formar compuestos livianos que reduzca la viscosidad.

Combinación de los métodos anteriores

Cada uno de estos métodos se maneja bajo especificaciones y requerimientos establecidos,

además tienen un costo adicional por actividades operacionales y calidades del crudo, por lo

que las tecnologías que han tenido mayor aplicación son las siguientes.

Dilución: sea por medio de crudos pesados o fracciones.

Calentamiento: sea al crudo, tubería o ambos.

Transporte con agua mediante emulsiones.

Procesos de refinado o Up grading.

2.18 Problemas del crudo pesado en las operaciones

Los problemas ligados a la producción de crudos pesados se citan a continuación.

Producción ineficiente

Dificultad en el transporte

Requerimientos de procesos y tecnología adicional

Altos contenidos de metales, sólidos, azufre

Aplicación de técnicas no convencionales

Inyección de químicos para mejorar las características del crudo

Inyección de solventes

Creación de otro tipo de facilidades para tratamiento del crudo tanto en fondo como en

superficie

Manejo del agua de formación debido a pozos maduros

Implementación de técnicas para optimizar la producción de crudos pesados.

Desarrollo de tecnología de reducción de viscosidad para crudos pesados.

44

Tras la extracción, el transporte de hidrocarburos de alta viscosidad a través de una red

existente de oleoductos representa uno de los retos técnicos más importantes para la industria.

Se trata entonces, de un aspecto central dentro del concepto de aseguramiento de flujo.

La movilización de crudos muy viscoso a través de tuberías supone los siguientes

problemas:

Incremento de las presiones de operación y de la capacidad de bombeo requerida.

Incremento de los costos energéticos, ambientales y económicos.

Incremento de los riesgos de rupturas y fallos a causa de las sobre-presiones (los tubos

suelen perder resistencia con el tiempo).

Debido a que la viscosidad guarda estrecha relación con la temperatura es decir a mayor

temperatura la viscosidad tiende a disminuir el método del calentamiento es una alternativa

altamente considerable para mejorar las características del flujo de crudos pesados. (Palacio,

Rodríguez y Guzmán 2008)

Consideraciones para el transporte por fluidos calentados:

Expansión de la tubería.

Número de estaciones de bombeo/calentamiento.

Pérdidas de calor.

Todo esto conlleva un alto costo y eleva la corrosión del interior de la tubería por la

temperatura.

2.19 Tecnologías de transporte de crudo por tuberías

Existen una variedad de alternativas que tratan de solucionar de alguna manera el transporte

del crudo pesado, pero aún el tema de investigación de alternativas está en camino por lo que

45

no hay una solución definitiva que cause el efecto deseado como es el de reducir la viscosidad

o la fricción con la tubería, estas características se describen a continuación.

2.19.1 Dilución

Oñate y Rodríguez (2012) dicen que “Este método más conocido con el objetivo de reducir

la viscosidad de los crudos pesados, la dilución se basa en la mezcla de los crudos pesados con

un crudo ya sea de mayor °API, o a su vez fracciones de crudo como puede ser el caso de la

nafta, Kerosene, es decir condensados de crudos ligeros, generando con la interacción de estas

dos fases una disminución de la viscosidad y la densidad del crudo”.

Para llevar a cabo se debe tomar en cuenta varios aspectos (1) Se ve una afectación en la

relación crudo/solvente, (2) se debe tomar en cuenta y analizar la cantidad de solvente a utilizar,

(3) verificar los parámetros de medición de crudo, viscosidad de la mezcla y compatibilidad de

fluidos. (Martínez, R y otros, 2011).

Según Guevara et al, “Existe una relación exponencial entre la viscosidad que resulta de la

mezcla y el volumen del diluyente, lo cual respalda a la dilución como un método muy

eficiente”.

Figura 19. Efecto de la dilución crudo pesado – condensado

Fuente: Adaptado de Guevara et al. (World Petroleum Congress, 1998)

46

2.19.2 Principales razones para el uso de diluyentes en la producción, recolección y

transporte de crudos pesados

La principal razón del uso del diluyente es obtener una mezcla con viscosidad que permita

una mejor capacidad de bombeo y transporte del crudo pesado a través de las líneas de

superficie, para el uso del diluyente se debe señalar lo siguiente.

Una disminución de la viscosidad de un crudo permite incrementar el grado de

efectividad del proceso del transporte.

La reducción de viscosidad facilita el paso del fluido a través válvulas, equipos de

medición y otros. (Oñate y Rodríguez, 2012).

2.19.3 Desventajas de usar diluyente

Así mismo Hernández (2006), señala que las desventajas del uso de solvente son las

siguientes:

Generalmente tanto los diluyentes como su transporte y almacenamiento son costosos.

Es necesario contar con las fuentes seguras de abastecimiento del solvente y en las

cantidades requeridas.

Es fundamental contar con un sistema de inyección de solvente que posea bombas,

líneas, equipos de medición, control y otros. Esto resulta en un gasto inicial y de

mantenimiento considerable.

2.19.4 Elección del diluyente

Según Hernández (2006), la elección del diluyente depende de un número de

condiciones:

Diámetro del oleoducto.

Número de estaciones de bombeo.

47

Calidad de la mezcla y del diluyente.

Aumento de la tasa de flujo en la vida útil del proyecto.

Disponibilidad y costo del diluyente.

Calidad y espesor del material de la tubería.

Análisis económico, donde se analicen las operaciones técnicas factibles.

Figura 20. Influencia de la fracción de diluyente en la viscosidad de la mezcla

Fuente: (Saniere, A. Hénaut, I. Argillier, J-F, 2004)

2.19.5 Emulsiones

Las emulsiones son sistemas compuestos de dos fases líquidas inmiscibles, donde una de

las fases se encuentra dispersa dentro de otro líquido, el cuál es conocido como la fase

continua. (Méndez, 2011).

Las distintas clases de emulsiones que podemos encontrar entre los líquidos agua-petróleo

son:

Emulsiones Simples.

Emulsiones Múltiples.

48

2.19.5.1 Emulsiones Simples

Las Emulsiones Simples se dan entre líquidos que son inmiscibles, como agua y aceite, que

al unirse se forman gotas de un líquido en otro, a estas gotas formadas se las conoce como

emulsión simple. (Salager & Cárdenas, 2011).

Las emulsiones pueden ser de dos formas: la primera en la cual las gotas que se presentan

en la fase dispersa, son de agua o de una solución acuosa, teniendo la fase donde están inmersas

las gotas es decir en la fase continua del aceite, llamándoles a estas Emulsiones Directas.

(Méndez, 2011).

La otra clase de Emulsión es la Inversa donde las gotas de aceite están dispersas en la fase

continua acuosa. Para la industria de hidrocarburos, se usa la terminación contraria debido al

tipo de emulsión donde lo más corriente es la de gotas de agua en aceite. A estas se denominan

Emulsiones W/O agua en aceite y las segundas O/W, aceite en agua.

Figura 21. Emulsiones presentes en la producción y transporte de petróleo

Fuente: Martínez, R., y otros 2011

2.19.5.2 Emulsiones Mixtas

A las Emulsiones Mixtas se las definen en el hecho de la interacción de las gotas en la fase

dispersa que contienen en su fase unas gotas de líquido inmiscible al fluido que las contiene y

teniendo en líquidos general igual o miscible con la fase contínua. (Méndez, 2011).

49

Figura 22. Emulsiones múltiples del tipo W1/O/W2 y O1/W/O2

Fuente: Salager & Cárdenas, Cuaderno FIRP S277C Emulsiones Múltiples, 2011

Las Emulsiones que a lo largo del trayecto en las tuberías no se separan se denominan

Estables y para que esta se forme se necesitan de tres condiciones.

Los fluidos deben ser inmiscibles.

Debe haber suficiente agitación para lograr dispersar un fluido en el otro.

Debe estar presente un agente emulsificador como surfactante, estabilizador, el cual

facilita la formación de gotas, formando una membrana sobre esta para evitar o retardar

su unión al haber coalescencia entre ella.

Para luego recuperar este petróleo crudo y procesos posteriores implica el rompimiento de

la emulsión lo cual aún no se encuentra disponible y mucho menos el reciclo del agua.

2.19.5.3 Composición de la emulsión

Las propiedades de la emulsión está definida tanto por la parte continua como por la

dispersa, esta debe estar en el orden de 20% si se encuentra menos de esta cantidad hay poca

interacción entre gotas, si se encuentra entre el 60% y 70% de fase dispersa está gobernado el

flujo con la interacción de las gotas, si el orden está alrededor del 75% las gotas se encuentran

libres en contacto y la emulsión se forma muy viscosa.

50

Lo que tiene que ser primordial en las emulsiones es la adición de surfactante, esta puede

ser variable, en la práctica existen dos límites; inferior al 0.1% no hay suficiente surfactante y

más de 5% no se gana nada aumentando la concentración de surfactante.

El proceso de emulsificación consiste en agitar la mezcla agua/aceite/surfactante, con

un objeto mecánico que genere turbulencia. El resultado depende del surfactante, las

proporciones de las fases y de la forma según la cual ocurrió. (Oñate y Rodríguez, 2012).

2.19.5.4 Emulsiones para el transporte de crudo pesado

Como ya se conoce el transporte de crudo pesado está dificultado por problemas referidos a

viscosidad por lo que se debe desarrollar técnicas que ayuden a cumplir con los requerimientos

de presión, calor y diámetros de tuberías.

Hablando desde el punto de vista económico el transporte por emulsión es el que cumple

con las características adecuadas para su desarrollo, este ha logrado reducir la viscosidad del

crudo hasta un 99%, la viscosidad de las emulsiones es menos sensible a la temperatura que la

de los crudos pesados, pero lo que se busca en las operaciones es transportar la mayor cantidad

de crudo con la menor cantidad de agua.

Las características más idóneas que debe tener una emulsión para transportar crudo pesado

son:

Viscosidad en el rango de operatividad de los oleoductos.

Estabilidad para superar las condiciones de transporte (presión, temperatura).

Mayor cantidad de crudo.

Fácil rompimiento de la emulsión después del transporte.

Menor cantidad de surfactante y desemulsificante. (Oñate y Rodríguez, 2012)

51

2.20 Calentamiento de crudo y tubería

Oñate y Rodríguez (2012), este es otro método muy usado para el transporte de crudo pesado

en tuberías el principio es de conservar la temperatura elevada (< 373.15 °K). No obstante el

calentamiento externo, es necesario, debido a las pérdidas de calor que se producen por el bajo

flujo. El método solo funciona cuando el petróleo se vuelve a calentar en las estaciones de

bombeo a través de calentadores de fuego directo.

Figura 23. Efecto del calentamiento y la dilución en un crudo pesado

Fuente: http://www.bcrp.gob.pe/docs/Proyeccion-institucional /Encuentros

Regionales/2009/Loreto/ EER-Loreto-Luis-Suarez.pdf

Entre las opciones de aislamiento está enterrar la tubería para conservar el calor, además las

tuberías tradicionales operan con una restricción baja de presión de vapor y cerca de la presión

ambiente a fin de maximizar su capacidad.

2.21 Requisitos para la simulación

Para llevar a cabo la simulación es imprescindible establecer parámetros a seguir para una

adecuada caracterización del proceso, los pasos son los siguientes:

Caracterización de los elementos presentes en la simulación.

Llegar a la sincronización del sistema con los datos reales y simulados.

52

Analizar un forecast para saber el límite esperado de producción esperada en el campo.

Buscar el punto óptimo de la simulación.

2.22 Software de Simulación Termodinámica (Aspen Hysys 7.2)

2.22.1 Aspectos generales

El simulador Aspen Hysys 7.2 , licencia otorgada por Petroamazonas EP para esta

investigación: es una herramienta informática conformada por modelos de unidades de proceso

tales como separadores, intercambiadores de calor, reactores, operaciones lógicas,

controladores, tubería, columnas de destilación y extracción, etc.; que tiene como objetivo

facilitar el cálculo en el diseño y optimización de procesos termodinámicos de manera resumida

y organizada, además permite variar condiciones de operación de un proceso dado para obtener

diferentes resultados.

Las aplicaciones de este software son muy variadas e importantes, tales como en los

procesos de refinación de petróleo, el transporte de fluidos por tubería, procesos de

endulzamiento de gas, procesos químicos, etc. Dicho simulador se puede aplicar

satisfactoriamente en la simulación del proceso de producción de petróleo, calentamiento y

transporte. (S.L.Rodríguez, .A.B.Vega, 2005).

Entre las características principales del software se pueden mencionar:

Base de datos experimental para gran cantidad de componentes puros.

Correlaciones asociadas a modelos termodinámicos.

Se obtiene la información de corrientes necesaria para el diseño detallado de equipos

de proceso.

Para una correcta simulación se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos:

a) Selección del paquete termodinámico adecuado.

53

b) Identificación de las ecuaciones de estado correspondiente a cada proceso.

c) Caracterización del crudo mediante la herramienta Oil Manager.

d) Identificación del entorno de la simulación y de las operaciones unitarias.

e) Conocer las alternativas de calentamiento.

f) Los equipos por utilizar según el tipo de simulación.

2.22.2 Paquetes Termodinámicos

En Aspen Hysys, las propiedades físicas de los componentes puros y los métodos de cálculo

para propiedades de mezclas están contenidas en los paquetes termodinámicos o llamados

también paquetes de fluido (fluid packages). Esto permite definir toda la información requerida

para realizar una simulación, la selección del paquete termodinámico adecuado depende del

tipo de componentes que existen en la simulación y de las mezclas que conforman.

2.22.3 Ecuaciones de estado

Para desarrollar una correcta simulación y entender el procedimiento de diseño de los

equipos implementados en la misma es necesario conocer las características de los

componentes mediante las pruebas PVT, llamadas también ecuaciones de estado, si bien se han

propuesto un gran número de estas ecuaciones, la mayoría para la fase vapor, relativamente

pocas resultan adecuadas para los cálculos prácticos de diseño.

Para procesos en los que intervienen petróleo crudo o sus fracciones, se recomiendan

paquetes de ecuaciones de estado como Peng-Robinson (PR) o Soave Redlich Kwong (SRK),

los cuales definen a los componentes participantes en su totalidad y a sus mezclas, las

características de este paquete termodinámico se describen a continuación.

54

Tabla 11. Ecuaciones de estado utilizadas en Ingeniería Química


Fuente: S.L. Rodríguez,.A.B.Vega. Simulación y Optimización avanzadas en la industria

química y de procesos: HYSYS, 2005.pag 52

2.22.4 Paquetes termodinámicos Peng –Robinson y Soave-Redlich-Kwong

La principal dificultad de la ecuación R-K es su incapacidad para predecir con exactitud la

presión de vapor. Tomando como base el trabajo realizado por Wilson, Soave adicionó un

tercer parámetro, el factor acéntrico de Pitzer, a la ecuación R-K y obtuvo una concordancia

casi exacta con los datos de presión de vapor de hidrocarburos puros, al mismo tiempo que

mejoraba la capacidad de la ecuación para predecir propiedades de la fase líquida.

55

Esta ecuación de estado fue aceptada de inmediato para su aplicación a mezclas conteniendo

hidrocarburos y/o gases ligeros, debido a su simplicidad y precisión. Posteriormente, Peng y

Robinson presentaron una modificación adicional a las ecuaciones de estado R-K y S-R-K,

mejorando el ajuste a los valores experimentales en la región crítica y para volúmenes molares

de líquidos. Las principales características de la ecuación de Peng-Robinson (P-R) son:

Amplio intervalo de condiciones de operación.

Mayor número de componentes, tanto hidrocarburos como no hidrocarburos.

Genera todos los valores de las propiedades termodinámicas y de equilibrio en forma

directa. (S.L.Rodríguez, .A.B.Vega, 2005).

2.22.5 Caracterización de un crudo mediante la herramienta Oil Manager

La caracterización de un crudo en Aspen Hysys se realiza mediante la herramienta Oíl

Manager, ubicada en el entorno básico de la simulación. Para la caracterización, el programa

crea componentes alternos a partir de la información experimental del corte a simular,

asociándolos con los puntos de ebullición en condiciones normales de componentes puros

presentes en la base de datos del programa. Para dicho propósito, Hysys requiere la siguiente

información:

1) Caracterización del gas – Análisis cromatográfico.

2) Propiedades del gas de producción.

3) Caracterización del crudo y valores de destilación (TBP, ASTM D86, ASTM D1160,

ASTM D2287, EFV).

4) Factor de caracterización KUOP.

5) Viscosidad.

6) Densidad API.

56

No es necesario ingresar todos los datos listados anteriormente al simulador, pero mientras

se pueda ingresar la mayor cantidad de información al simulador, los resultados de la

caracterización serán más aproximados a la realidad. A continuación se clasifica la información

requerida. (S.L.Rodríguez, .A.B.Vega, 2005).

Figura 24. Datos para caracterizar petróleo crudo mediante aspen HYSYS 7.2

Fuente: S.L.Rodríguez, .A.B.Vega. Simulación y Optimización avanzadas en la industria

química y de procesos: HYSYS, 2005.pag 52

2.22.6 Entorno de la simulación

El entorno de la simulación es el espacio en el cual se va a articular el proceso a simular, el

cual consiste de un diagrama de flujo principal en el cual se encuentran todas las unidades del

proceso unidas por las corrientes de materia y energía, y la paleta de unidades, de donde se

puede escoger las unidades de proceso que se pueden añadir al diagrama de flujo.

57

Figura 25. Entorno de la simulación en aspen HYSYS 7.2

Fuente: Software Aspen HYSYS, 2005

Para poder ingresar al entorno de la simulación se debe tener definido al menos un paquete

de fluido y un componente. Para el proceso estudiado se debe previamente haber definido el

paquete termodinámico a usar, el cual es Peng Robinson, los componentes que intervienen en

el proceso como los componentes del gas y el agua que se planea separar y finalmente la

caracterización del fluido mediante la herramienta Oil Manager.

2.22.7 Paleta de operaciones unitarias

La Paleta de Operaciones Unitarias contiene todos los equipos que se pueden simular en

Hysys, los cuales son representados en los iconos que contiene la paleta. La paleta y sus partes

son representados en el siguiente gráfico:

58

Figura 26. Paleta de operaciones unitarias

Fuente: Aspen HYSYS, 2005

Los procesos que constan en la paleta son los siguientes:

Separadores.

Tanques.

Equipos de Intercambio de calor.

Bombas y compresores.

Turbinas.

Válvulas.

Tuberías.

Reactores.

Tees y mezcladores.

Columnas de destilación.

Columnas de Absorción.

Operaciones lógicas.

Controladores.

Corrientes de masa y energía.

59

De esta paleta se selecciona los componentes del proceso, el cual se arma en el diagrama

de flujo para su posterior ejecución.

2.22.8 Alternativas de calentamiento

Calentamiento Indirecto.

Calentamiento Directo.

Tabla 12. Alternativas del calentamiento de fluidos

Con Aceite Térmico Con Vapor Calentador Eléctricos

Alto Costo insumos Bajo Costo Elevado Costo

Residuos por quema No genera residuos Consumo electricidad

Mediana transferencia Alta transferencia Transferencia mediana

Requiere un horno Requiere caldera Requiere Generación

Eléctrica Realizado por: Marlon López G


2.22.9 Equipos utilizados

2.22.10 Separadores

Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla

de fluidos en sus componentes: agua, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite

aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua. Entre los

más utilizados se encuentran los Scrubber o Knockouts, Line Drips y Decantadores.

En las facilidades de producción este sistema estará conformado por (2) trenes de mezcla y

separación de la producción.

Tren 1:

Un mezclador estático, MIX-40495 ( cap.:max. 80.000 BFPD)

Un separador de producción, V-40170 ( cap.: 100.000 BFPD + 2.5 MMSCFD)

Tren 2:

60

Un (1) mezclador estático, MX-40495 B (cap.: máx. 80.000 BFPD).

Un (1) separador de producción, V-40160 (cap.: 80.000 BFPD + 1.5 MMSCFD).

2.22.11 Clasificación de los separadores

Los separadores son clasificados, según su orientación, en verticales y horizontales.

También se los puede clasificar en función de la cantidad de fases que separan: bifásicos (gas

y líquido) y trifásicos (gas y dos fases líquidas).

Separadores Verticales:

Se usan cuando la relación gas/líquido es alta o cuando el flujo total de gas es baja.

Ventajas:

Requieren menos espacio en la instalación.

El control de nivel de líquido no es crítico en la separación de las fases.

Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Desventajas:

Son más difíciles de instalar que los horizontales.

Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma

cantidad de gas.

Separadores Horizontales:

Son aquellos que se disponen en forma horizontal. Son más eficientes que los separadores

verticales cuando se requiere tratar grandes volúmenes de líquidos; son mayormente aplicados

para separadores trifásicos. Generalmente se les adapta sumideros o botas para drenar el líquido

separado.

Ventajas:

Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.

61

Son más fáciles de instalar que los verticales.

Son muy adecuados para manejar fluidos con alto contenido de espuma.

Son más eficientes en la separación de gas, debido a que existe una mayor área de

contacto interfacial que en los separadores verticales.

Desventajas:

Ocupan mayor espacio en la planta que los separadores verticales.

El control de nivel de líquido es más crítico que en los separadores verticales.

2.22.12 Sistema de Bombas “Booster”

El sistema está conformado por seis bombas “booster”, distribuidos en dos trenes.

Son de tipo centrífuga horizontal (cap.: 30.000 BPPD).

2.22.13 Sistemas de calentamiento del fluido de producción

El calentamiento del fluido de proceso se realizará con vapor como fluido calefactor en los

intercambiadores de calor, para lo cual, se dispondrá de un sistema de calentamiento que

generará vapor saturado a una presión de 70 psi a 316°F, éste vapor ingresa al intercambiador

de calor o le transfiere calor al fluido de proceso, se condensa y es retornado a cada skid de

calentamiento formando un circuito cerrado.

Dos (2) skids de calentamiento (cap.: 8 MMBTU/h).

2.22.14 Restricciones del sistema de calentamiento

Petroamazonas EP estableció que en el sistema de calentamiento para fluidos en la Central

de Procesos Tiputini la adición de temperatura no es una condición variable sino son puntos

fijos de calentamiento establecidos por restricciones de construcción.

Por lo tanto las restricciones de calentamiento a analizar en la simulación se mencionan a

continuación:

62

0 MMBTU/H.

8 MMBTU/H.

16 MMBTU/H.

2.22.15 Intercambiadores de calor

Un intercambiador de calor es un equipo en el cual se ponen en contacto, de manera

indirecta, dos corrientes a distinta temperatura creándose así un flujo de calor desde la corriente

más caliente hacia la corriente más fría. Dichos fluidos circulan a través de dos compartimentos

totalmente diferenciados, para evitar la mezcla de ellos. Entre los más conocidos se encuentra

el Intercambiador de Carcasa

Este sistema estará conformado por cuatro (4) skid de intercambiadores de calor tubo

carcasa, crudo + agua /vapor.

Dos (2) Intercambiadores de calor (Tipo AGS, duty: 8 MMBTU/H).

Dos (2) acumuladores de condensados (cap.:8.800 LB/H).

2.22.16 Equipos para el transporte de fluidos

Para transportar un fluido a través de un sistema de tuberías, se necesita un equipo el cual

entregue al fluido energía mecánica, la cual incrementa la velocidad o la presión del fluido.

Desde el punto de vista de la mecánica de fluidos, los fenómenos que tienen lugar en estos

aparatos pueden clasificarse atendiendo a que el flujo sea compresible o no compresible. En

bombas y ventiladores la densidad del fluido no varía apreciablemente y en su tratamiento

resulta adecuada la teoría del flujo no compresible. En compresores el aumento de densidad es

demasiado grande para que pueda justificarse la suposición simplificante de densidad

constante, de forma que es preciso utilizar la teoría del flujo compresible.

63

2.22.17 Bombas

2.22.18 Bombas de transferencia de fluido

Estas estarán accionadas por motores eléctricos de 600 hp.

Rango de succión de la bomba de 0 a 200 psi.

Sensor indicador de alta presión de descarga de la bomba a 800 psi.

2.22.19 Bombas de desplazamiento positivo

Son aquellas que por medio de la acción directa de sus partes móviles sobre el fluido

incrementan la presión del mismo. Así, un volumen determinado de líquido queda encerrado

en una cámara que, alternativamente, se llena desde la entrada y se vacía a una presión más alta

a través de la descarga. Existen dos subclases de bombas de desplazamiento positivo. En las

bombas alternativas la cámara es un cilindro estacionario que contiene un émbolo, mientras

que en las bombas rotatorias la cámara se mueve desde la entrada hasta la descarga y regresa

nuevamente a la entrada.

Este sistema estará conformado por 5 bombas de transferencia de fluido, tipo centrífugas

multietapas, distribuidos en 2 trenes:

Tren A:

Dos bombas de transferencia de fluido (cap.: 40.000 BPD).

Tren B:

Tres bombas de transferencia de fluido (40.000 BPD).

2.22.20 Separadores de agua libre (FWKO)

El fluido ya calentado en los intercambiadores de calor, llega a las unidades separadoras

llamadas Separadores de Agua Libre (FWKOs), en las cuales, el agua y el gas de producción

son separados parcialmente de la mezcla por medio del choque a presión del flujo con una placa

64

deflectora interna; la turbulencia provocada altera la estabilidad de la mezcla, desprendiendo

el gas de ella por la parte superior; luego, en la parte de reposo del recipiente se decanta la

mezcla y el crudo sale por la parte intermedia del mismo mientras que el agua evacúa del

recipiente por la parte inferior.

2.22.21 Separador de gas (Scrubber)

El gas separado de la estación de recolección de fluidos por medio de los separadores, debe

ser secado por medio de scrubbers donde se separa cualquier líquido condensado, aceite,

emulsión, incrustaciones de la tubería u otro tipo de sedimento que haya sido arrastrado por el

gas, para luego ser usado como combustible para el calentamiento del petróleo.

Un (1) Depurador (“Scrubber”) de Gas, V-40575 (cap.: 0,3 MMSCFD).

Tabla 13.Unidades de Operaciones en aspen HYSYS 7.2


Fuente: Software Aspen HYSYS, 2005

65

CAPÍTULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

En este capítulo se explica detalladamente los procedimientos y técnicas empleadas para el

desarrollo de este estudio, además la metodología a seguir para la consecución de los objetivos

mediante las bases técnicas empleadas.

3.1 Tipo de Investigación

Este trabajo de titulación es de estudio tipo descriptivo analítico, se enfoca en el análisis de

la simulación del calentamiento del crudo del campo ITT para mejorar el transporte del crudo

pesado, encontrando el punto en el cuál el calentamiento, caudal y temperatura sea lo más

eficiente para el transporte, esto se realiza con los datos obtenidos en el mismo campo que

sirven para el análisis de las variables de estudio.

Las variables que se evaluaron son caudal, viscosidad, temperatura, presión y se

relacionaron con las características físico químicas del crudo, estos datos se simularon a través

del software aspen HYSYS 7.2 donde se manejaron diferentes escenarios de calentamiento,

hasta tener el punto más eficiente del proceso simulado, luego se evaluaron las ventajas que

puede ofrecer el sistema a proponer con respecto al manejado actualmente, ver Anexo A.

3.2 Universo y muestra

El universo del proyecto está conformado por la producción de petróleo del bloque 43,

específicamente del campo Tiputini, el cual se encuentra en producción y por sus características

de gravedad API menores a 20° es considerado como crudo pesado.

La muestra a tomar está definida por la producción de las locaciones Tiputini A y C con un

total de 37 pozos, que actualmente se unifican en la Central de Procesos Tiputini y son

transportados a lo largo de la tubería hasta llegar a ECB.

66

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

El proyecto se enfoca en la simulación del calentamiento aplicado al crudo pesado del

campo ITT para lo cual se adquiere datos de la Central de Procesos Tiputini, los mismos que

fueron tomados en campo con el consentimiento de las autoridades tanto de operaciones como

del laboratorio de Petroamazonas EP.

El proyecto se lo realizo con el simulador de procesos aspen HYSYS 7.2 de la empresa

Aspen Tech, con la respectiva licencia perteneciente a Petroamazonas EP; además con el

historial de producción y la futura explotación de las locaciones Tambococha e Ishpingo, se

construyó el Forecast de producción para tener un estimado real de la producción esperada del

campo a futuro.

Se efectúa el calentamiento con las características propias del campo, además se realizan

cuadros comparativos de la incidencia que va teniendo el calentamiento en el proceso.

Finalmente se realiza una comparación del proceso de transporte actual es decir sin

calentamiento y luego de aplicar calentamiento para poder sacar conclusiones y analizar la

posibilidad dentro del ámbito técnico para llevar a cabo el proyecto.

3.4 Procesamiento y análisis de la información

Para realizar este estudio se procedió a recopilar la información que disponía la empresa

operadora Petroamazonas EP, la misma que consto de historial de producción, presiones y

temperaturas de descarga y llegada, propiedades PVT de los fluidos, medidas de viscosidad,

con esto se genera una base de datos de las propiedades de los fluidos.

67

3.4.1 Datos del Campo Tiputini

3.4.2 Pozos en producción de la locación Tiputini C

Dando seguimiento al historial de producción, esta locación se encuentra produciendo

alrededor de 39 244 bls/d de 22 pozos.

3.4.3 Historial de producción de Tiputini C

Para conocer la producción actual del Pad C se recurren a pruebas de producción de pozos,

el 20 de Mayo del 2017, obteniendo los siguientes resultados.

Tabla 14. Producción de pozos locación Tiputini C

NUMERO POZOS FLUÍDO PETROLEO AGUA GAS

# # BFPD BPPD BWPD MSCF GOR BSW (%)

1 TPTC-002 800 799 1 11 13.764 0.1

2 TPTC-004 700 644 56 122 - 8

3 TPTC-005 1450 1449 1 41 28.304 0.1

4 TPTC-006 3160 2781 379 42 15.104 12

5 TPTC-007 1280 1277 3 46 36.01 0.2

6 TPTC-008 303 303 0 4 13.214 0.1

7 TPTC-009 1050 1049 1 22 20.973 0.1

8 TPTC-010 1130 1128 2 14 12.414 0.2

9 TPTC-011 1900 532 1368 14 26.316 72

10 TPTC-012 1410 1382 28 25 18.092 2

11 TPTC-013 1350 1347 3 17 12.618 0.2

12 TPTC-014 2155 2149 6 348 161.97 0.3

13 TPTC-015 3725 1490 2235 22 14.765 60

14 TPTC-016 1412 1398 14 18 12.877 1

15 TPTC-017 2780 2774 6 34 12.255 0.2

16 TPTC-018 1465 1450 15 227 156.514 1

17 TPTC-026 4131 3305 826 26 7.867 20

18 TPTC-028 800 797 3 10 12.55 0.4

19 TPTC-030 0 0 0 0 - 0

20 TPTC-032 2000 320 1680 18 56.25 84

21 TPTC-034 3799 494 3305 26 52.645 87

22 TPTC-040 2444 2434 10 34 13.968 0.4



68

Producción de la producción de la locación Tiputini C

Fluído (BFPD)

Figura 27. Producción de fluido Tiputini C Realizado por: Marlon López G


Petróleo (BPPD)

Figura 28. Producción de petróleo Tiputini C Realizado por: Marlon López G


0500

10001500200025003000350040004500

Cau

dal

(B

FPD

)

Pozos

FLUÍDO (BFPD)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Cau

dal

( B

PP

D)

Pozos

PETROLEO (BPPD)

69

Agua (BWPD)

Figura 29. Producción de agua Tiputini C Realizado por: Marlon López G


Gas (MSCF)

Figura 30. Producción de gas por pozos Tiputini C Realizado por: Marlon López G


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Cau

dal

(B

WP

D)

Pozos

AGUA (BWPD)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Cau

dal

( M

SCF)

Pozos

GAS (MSCF)

70

Producción total (BFPD)

Figura 31. Producción total Tiputini C Realizado por: Marlon López G


Para tener una producción total del Pad C de:

3.4.4 Producción total en locación Tiputini C

Tabla 15. Producción total locación Tiputini C

FLUIDO PETRÓLEO AGUA GAS

PAD BFPD BOPD BWPD MSCF BSW (%) °API

N°- POZOS

PADC 39244 29302 9942 1121 25 14

22



3.4.5 Datos de la locación Tiputini A

3.4.6 Pozos en producción

Según el historial producción esta locación se encuentra produciendo alrededor de 54426

bls/d de 15 pozos.

0

1000

2000

3000

4000

5000TP

TC-0

02

TPTC

-00

4

TPTC

-00

5

TPTC

-00

6

TPTC

-00

7

TPTC

-00

8

TPTC

-00

9

TPTC

-01

0

TPTC

-01

1

TPTC

-01

2

TPTC

-01

3

TPTC

-01

4

TPTC

-01

5

TPTC

-01

6

TPTC

-01

7

TPTC

-01

8

TPTC

-02

6

TPTC

-02

8

TPTC

-03

0

TPTC

-03

2

TPTC

-03

4

TPTC

-04

0

Cau

dal

(B

FPD

)

Pozos

PRODUCCIÓN TOTAL DEL PAD C (BFPD)

FLUIDO (BFPD)

PETROLEO (BPPD)

AGUA (BWPD)

71

3.4.7 Historial de producción de Tiputini A

Para conocer la producción actual del Pad C se recurren a pruebas de pozos, obteniendo los

siguientes resultados. Ver tabla 16.

Tabla 16. Producción actualizada de pozos locación Tiputini A



Producción de la locación Tiputini A

Fluido (BFPD)

Figura 32. Producción de fluido Tiputini A Realizado por: Marlon López G


0

2000

4000

6000

8000

10000

Cau

dal

(B

FPD

)

Pozos

FLUÍDO (BFPD)

NÚMERO POZOS FLUIDO PETROLEO AGUA GAS

# # BFPD BPPD BWPD MSCF BSW (%)

1 TPTA-021 5400 2592 2808 60 52

2 TPTA-022 6100 2196 3904 56 64

3 TPTA-023 4200 2436 1764 34 42

4 TPTA-024 4370 2972 1398 51 32

5 TPTA-025 2500 1900 600 17 24

6 TPTA-027 2200 1672 528 24 24

7 TPTA-029 7790 1714 6076 43 78

8 TPTA-031 1750 1748 2 36 0.1

9 TPTA-033 1059 974 85 24 8

10 TPTA-035 1320 1267 53 35 4

11 TPTA-036 2022 2008 14 51 0.7

12 TPTA-037 5645 1581 4064 27 72

13 TPTA-038 3220 2640 580 22 18

14 TPTA-039 1350 1341 9 35 0.7

15 TPTA-041 5500 1155 4345 25 79

72

Petróleo (BPPD)

Figura 33. Producción de petróleo Tiputini A Realizado por: Marlon López G


Agua (BWPD)

Figura 34. Producción de agua Tiputini A Realizado por: Marlon López G


Gas (MSCF)

Figura 35. Producción de gas por pozos Tiputini A Realizado por: Marlon López G


0

1000

2000

3000

4000

Cau

dal

( B

PP

D)

Pozos

PETRÓLEO (BPPD)

01000200030004000500060007000

Cau

dal

(B

WP

D)

Pozos

AGUA (BWPD)

020406080

Cau

dal

(M

SCF)

Pozos

GAS (MSCF)

73

Producción total

Figura 36. Producción total Tiputini A Realizado por: Marlon López G


3.4.8 Producción total en locación Tiputini A

Tabla 17. Producción total locación Tiputini A

FLUIDO PETRÓLEO AGUA

PAD BFPD BOPD BWPD MSCF BSW% °API N°- POZOS

PAD A 54426 28196 26230 540 48 14.2 15



3.4.9 Cálculos

Cálculo de los flujos volumétricos de las fases presentes en el fluido proveniente del

campo ITT.

Fase agua (QW)

𝑸𝒘 = 𝑸𝒇𝒙𝑩𝑺𝑾

𝟏𝟎𝟎

𝑄𝑤 = 93670 𝑥38.61

100𝐵𝑊𝑃𝐷

𝑄𝑤 = 36166 BWPD

0

2000

4000

6000

8000

10000

Cau

dal

(B

FPD

)

Pozos

PRODUCCIÓN TOTAL DEL PAD A (BFPD)

BFPD

BPPD

BWPD

74

Fase crudo (QO)

𝑸𝒐 = 𝑸𝒇𝒙𝟏 − 𝑩𝑺𝑾

𝟏𝟎𝟎

𝑄𝑜 = 93670 𝑥0.6139

100𝐵𝑃𝑃𝐷

𝑄𝑜 = 57504 BPPD

Fase gas (QG)

𝑸𝒈 = 𝑸𝒐 𝒙 𝑮𝑶𝑹

𝑄𝑔 = 57504 𝑋 43 SCFD

𝑄𝑔 = 2.47 𝑀𝑀𝑆𝐶𝐹𝐷

3.4.10 Producción del Bloque 43

Estas pruebas fueron realizadas el viernes 19 de mayo del 2017, para tener un estimado de

la producción de la locación Tiputini.

Tabla 18. Producción total en Tiputini

FLUIDO PETRÓLEO AGUA GAS

PAD BFPD BOPD BWPD MSCF BSW (%) °API N°- POZOS

PAD A 54426 28196 26230 540 48 14.2 15

PADC 39244 29302 9942 1121 25 14 22

TOTAL 93670 57498 36172 1661 39 14.1 37



Figura 37. Producción total del campo Tiputini Realizado por: Marlon López G


0

20000

40000

60000

PAD A PADC

Cau

dal

( B

FPD

)

PAD

PRODUCCIÓN TOTAL CAMPO TIPUTINI

FLUIDO (BFPD)

PETRÓLEO (BPPD)

AGUA (BWPD)

75

Gas (MSCF)

Figura 38. Producción de gas del campo Tiputini Realizado por: Marlon López G


3.4.11 Datos de producción en la Central de Procesos Tiputini

Para tener una idea de la producción manejada en el CPT, se estructuró una base de datos

con valores de caudal, API, % BSW de los meses de Enero, Febrero, Marzo y Abril del presente

año, para poder estimar la tendencia de producción del campo.

A continuación se ve el resumen correspondiente a la producción registrada en CPT, sacado

del Anexo A.

3.4.12 Producción en (CPT)

Tabla 19. Producción acumulada en CPT - Campo ITT

Central de Procesos Tiputini

MES CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD GAS(MSCF) BSW (%) API @ 60°F

ene-17 36279 35943 337 1074 0.92% 14

feb-17 48006 46206 1800 1376 3.72% 14.13

mar-17 55126 49208 5917 1510 10.51% 14.44

abr-17 62456 49108 13467 1467 21.36% 14.13

may-17 93670 57498 36172 1661 39.00% 14.1



0

500

1000

1500

PAD A PADC

Cau

dal

( M

SCF)

PAD

PRODUCCIÓN DE GAS CAMPO TIPUTINI (MSCF)

76

Figura 39. Producción acumulada en CPT campo ITT Realizado por: Marlon López G


BSW (%)

Figura 40. Aumento del BSW (%) del campo ITT Realizado por: Marlon López G


3.4.13 Datos de producción de llegada a Estación Central De Bombeo (ECB)

Se realizó una base de datos con valores de caudal, API, % BSW de los meses mencionados

anteriormente, para identificar la cantidad de fluido que llega a la Estación Central de Bombeo.

A continuación se ve el resumen del correspondiente a la producción registrada en ECB, sacado

del Anexo B.

0

20000

40000

60000

80000

100000

nov.-16 ene.-17 mar.-17 abr.-17 jun.-17

Q (

BLS

/D)

PRODUCCIÓN DEL CAMPO ITT -2017

FLUIDO (BFPD)

PETRÓLEO (BPPD)

AGUA (BWPD)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17

AUMENTO DEL BSW (%) CAMPO ITT-2017

77

Tabla 20. Producción acumula en ECB - Campo ITT

ECB MES CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD BSW (%) ΔQ LINEA (BFPD)

ene-17 32805 32429 376 1.13 3474

feb-17 43266 41200 2067 4.53 4740

mar-17 50565 43813 62822 13 4560

abr-17 58683 43010 15672 26.65 3773


Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

3.4.14 Comportamiento del BSW en (CPT)

Figura 41. Comportamiento BSW (%) - Enero 2017 Realizado por: Marlon López G


Figura 42. Comportamiento del BSW (%) - Febrero 2017 Realizado por: Marlon López G


0,00%

0,50%

1,00%

1,50%

2,00%

COMPORTAMIENTO BSW (%) - ENERO

0,00%1,00%2,00%3,00%4,00%5,00%6,00%7,00%8,00%

02

/02

/20

17

03

/02

/20

17

04

/02

/20

17

05

/02

/20

17

06

/02

/20

17

07

/02

/20

17

08

/02

/20

17

09

/02

/20

17

10

/02

/20

17

11

/02

/20

17

12

/02

/20

17

13

/02

/20

17

14

/02

/20

17

15

/02

/20

17

16

/02

/20

17

17

/02

/20

17

18

/02

/20

17

19

/02

/20

17

20

/02

/20

17

21

/02

/20

17

22

/02

/20

17

23

/02

/20

17

24

/02

/20

17

COMPORTAMIENTO BSW (%)- FEBRERO

78

Figura 43. Comportamiento del BSW (%) - Marzo 2017 Realizado por: Marlon López G


Figura 44. Comportamiento del BSW (%) - Abril 2017 Realizado por: Marlon López G


Al inicio de la producción del campo se empezó con un corte de agua mínimo, pero a medida

que la producción aumenta y nuevos pozos se incluyen; se incrementa la producción del agua

de los pozos.

3.4.15 Manejo de presiones dentro del (CPT)

Uno de los inconvenientes del transporte de crudo pesado son las presiones que se maneja

tanto de succión como de descarga de las bombas por lo que el crudo al ser elevadamente

viscoso produce que las bombas trabajen más, elevando las presiones; considerando a

continuación que la presión de descarga corresponde a la de la salida en CPT y la de succión a

la llegada en ECB.

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

COMPORTAMIENTO BSW (%) - Marzo

0,00%5,00%

10,00%15,00%20,00%25,00%30,00%

COMPORTAMIENTO BSW (%) - ABRIL

79

Tabla 21. Manejo de presiones de descarga y succión del campo ITT

FECHA PRESIÓN DE DESCARGA (CPT)

(PSI) PRESIÓN DE SUCCIÓN

ECB (PSI)

01/01/2017 302 110

02/01/2017 314 109

04/01/2017 316 126.92

05/01/2017 319 105.21

06/01/2017 322 105.23

08/01/2017 318 105.58

09/01/2017 312 111.71

10/01/2017 327 111.71

11/01/2017 307 111.71

12/01/2017 306 104.96

13/01/2017 308 105.08

14/01/2017 304 105.50

15/01/2017 303 105.96

16/01/2017 298 103.92

17/01/2017 290 104.33

18/01/2017 291 105.67

19/01/2017 285 104.79

20/01/2017 292 105.29

21/01/2017 296 106.63

22/01/2017 306 117.25

23/01/2017 309 120.00

24/01/2017 310 121.33

25/01/2017 308 119.92

26/01/2017 311 116.29

27/01/2017 323 116.46

28/01/2017 323 116.75

29/01/2017 317 114.71

30/01/2017 322 116.29

31/01/2017 318 114.00



3.4.16 Temperaturas manejadas en (CPT)

Al enviar el crudo hacia ECB se tiene una temperatura de 160 ° F medida a la salida del

separador, además de ser un crudo viscoso durante la trayectoria de 53 km hacia ECB va

perdiendo temperatura, lo que dificulta que mantenga su temperatura óptima, en ECB la

temperatura disminuye considerablemente dentro de un rango de 110° F por lo que su

viscosidad aumenta significativamente, impidiendo que el crudo se transporte óptimamente por

80

medio de la línea y provocando que las bombas tengan una mayor presión tanto de descarga

como succión para realizar el trabajo.

Por lo que implementar una alternativa para calentar el crudo ayudaría a mejorar el

transporte del mismo, generando la reducción de las presiones de descarga y succión y por ende

una disminución del consumo de combustible necesario para el funcionamiento de los equipos

dentro de la estación.

Tabla 22. Manejo de temperaturas salida CPT, entrada ECB

FECHA TEMPERATURA SALIDA CPT

(°F) TEMPERATURA ENTRADA ECB

(°F)

01/01/2017 151 110

02/01/2017 150 109

04/01/2017 154 108

05/01/2017 154 109

06/01/2017 154 108

08/01/2017 154 108

09/01/2017 154 108

10/01/2017 155 107

11/01/2017 155 108

12/01/2017 156 108

13/01/2017 156 108

14/01/2017 156 107

15/01/2017 156 108

16/01/2017 156 108

17/01/2017 155 108

18/01/2017 153 108

19/01/2017 155 108

20/01/2017 156 108

21/01/2017 155 108

22/01/2017 156 108

23/01/2017 156 108

24/01/2017 156 108

25/01/2017 156 108

26/01/2017 153 108

27/01/2017 155 108

28/01/2017 157 108

29/01/2017 159 108

30/01/2017 155 108

31/01/2017 155 108



81

Claramente la disminución de la temperatura en la línea, vuelve al crudo más viscoso

originando todos los problemas de transporte de crudo pesado citados en 2.18 del marco teórico

de esta investigación

Figura 45. Temperatura salida CPT- entrada ECB Realizado por: Marlon López G


3.4.17 Calentamiento de fluidos de producción (CPT)

Como se habla en el planteamiento del problema de esta investigación, para la construcción

que en su tiempo tuvo lugar a las facilidades tempranas en la Central de Procesos Tiputini se

las realizaron en base a datos de investigaciones pasadas donde las condiciones que fueron

establecidas distintas, luego de la caracterización de los fluidos de producción y que se tiene

actualmente.

A continuación se muestran las características del crudo manejado anteriormente y las

condiciones actuales por medio de la investigación respectiva., el análisis disponible del crudo

CPT durante el diseño se consideraban una viscosidad de 40 Cp a la temperatura del reservorio

es decir 170°F.

0

50

100

150

200

TEMPERATURA (°F) CPT-ECB

TEMPERATURA SALIDA CPT (°F) TEMPERATURA ENTRADA ECB (°F)

82

3.4.18 Estudio previo de las propiedades de fluidos en el campo ITT

A continuación se detalla las condiciones de los fluidos esperadas a manejar en CPT, sacadas

de caracterizaciones de fluidos anteriormente realizadas que sirvieron de base para la

construcción de las facilidades de producción, las mismas que son diferentes a las condiciones

que actualmente se manejan.

Tabla 23. Base del diseño de facilidades en CPT

Base para el diseño del sistema

Temperatura en el

separador 145 °F

Viscosidad del fluido 40 Cp

Caudal 40026 BFPD

BSW de diseño 50 %

Caída máxima estimada 10 Psi

Duty 8 MM BTU/h



3.4.19 Condiciones actuales de los fluidos en (CPT)

Mediante la caracterización actual de los fluidos de producción del campo ITT se tienen las

siguientes características que son diferentes a la del estudio previo. Ver tabla 24.

En la Tabla 24 se observa que la viscosidad real del fluido es 3 veces mayor a la citada en

la investigación previa por lo que la simulación se la debe realizar con los datos reales obtenidos

en la vida productiva del campo logrando que la investigación se asemeje a la situación actual.

83

Tabla 24. Base del diseño del sistema actual en CPT

DATOS ACTUALIZADOS DEL PROCESO

TEMPERATURA DEL FLUIDO 160 °F

VISCOSIDAD DEL FLUIDO 119 Cp



Adicionalmente se encontró un alto contenido de espuma en los fluidos provenientes del

campo, lo cual agrava la situación actual.

3.4.20 Topografía del ducto (CPT- ECB)

El simulador de procesos tiene la opción de ingresar los valores correspondientes a las

elevaciones del ducto a lo largo de su trayecto con sus respectivas longitudes, analizando la

topografía del lugar y las condiciones climáticas a la que se encuentra expuesta la tubería es

decir partes enterrada, cruce de ríos, o simplemente expuesto en superficie, esto nos sirve para

incluir en el simulador e identificar las caídas de temperaturas correspondientes que se dan en todo

el ducto. Los datos correspondientes se encuentran adjuntados en el Anexo C.

84

3.4.21 OLEODUCTO (CPT – ECB)

Figura 46. Oleoducto (CPT) – (ECB)


84

85

3.4.22 Desarrollo de la simulación

3.4.23 Consideraciones generales

Para la realización de la simulación del proceso estudiado, se han tomado las siguientes

consideraciones:

La simulación se realizó por medio del software Aspen HYSYS 7.2, licencia otorgada

por Petroamazonas EP, además el crudo del campo tiene una densidad de 14° API, lo

que se encuentra dentro del rango de operación del simulador.

La simulación del proceso en la CPT se realizó en base a los diagramas de flujo del

proceso, los mismos que fueron tomados de campo mediante pruebas y ensayos

correspondientes.

Para simular con mayor acierto el fluido proveniente de los pozos productivos, se lo ha

representado mediante la mezcla de una corriente de crudo generada por el simulador

con los datos reales tanto de gas, crudo y agua, los mismos que han sido tabulados en

el desarrollo del estudio.

Se simuló todo el proceso que se da lugar en la CPT, con los equipos y herramientas

específicas cumpliendo y caracterizando cada proceso de manera similar a la que se

produce día a día en la estación (bombas, separadores, intercambiador de calor).

Para el inicio de la simulación se partió de un estudio previo donde las características

de los fluidos fueron diferentes a las que realmente se tienen en campo, y se realizó la

caracterización óptima de procesos.

Los separadores usados en la CPT se especificaron que se encuentran trabajando de

manera bifásica debido a que las condiciones de operación son otras debido a las

características reales del fluido, por lo que se encuentra separando gas y enviando la

otra fase emulsionada.

86

3.4.24 Facilidades tempranas en la Central de procesos Tiputini

Figura 47. Facilidades tempranas en la Central de procesos Tiputini


86

87

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En el presente capítulo se presentan los resultados obtenidos en la investigación de acuerdo

a lo planteado en los objetivos específicos, se logra el objetivo general que consiste en la

evaluación de la alternativa de calentamiento de fluido sobre la viscosidad de los crudos

pesados del campo ITT.

Como fue mencionado en el punto 2.21 Requisitos para la simulación, el procedimiento a

seguir para una correcta simulación del proceso se describe a continuación.

Caracterización de los elementos presentes en la simulación.

Llegar a la sincronización del sistema con los datos reales y simulados.

Analizar el forecast para saber el límite de producción esperada en el campo.

Buscar el punto óptimo de la simulación.

4.1 Caracterización del fluido de producción

Para la caracterización de los fluidos producidos se realizaron pruebas de laboratorios con

varias muestras de crudos de la CPT, analizando la cromatografía de gases, la composición del

gas a temperatura y presión específica, entre otros.

Como fue explicado en el punto 2.22.5 Caracterización del crudo mediante la herramienta

Oil Manager, para realizar la simulación en Hysys y caracterizar el fluido de producción es

necesario estimar la siguiente información:

4.1.1 Caracterización del gas

4.1.2 Análisis cromatográfico del gas

Para el caso del gas las muestras se tomaron en el separador de la Central de procesos

Tiputini obteniendo los siguientes resultados a presión y temperatura específicos, se logró

88

identificar la fracción molar de cada compuesto gaseoso dentro del crudo necesario para la

caracterización del fluido.

Tabla 25. Análisis cromatográfico del gas de producción en CPT

PARÁMETRO SEPARADOR CPT BL 43

PRESIÓN (psi) 114

TEMPERATURA (°F) 161

FECHA 13-feb-17

PRODUCCIÓN DE ARENA --

PARÁMETROS FRACCIÓN (% molar)

Nitrógeno 30.07

Metano 44.37

Dióxido de Carbono 10.34

Etano 4.84

Agua 1.36

Propano 4.90

i-Butano 0.96

n-Butano 1.99

i-Pentano 0.60

n-Pentano + 0.50

n-Hexano + 0.07

n-Heptano + 0.00



4.1.3 Propiedades del gas de producción

Mediante las propiedades del gas de producción se obtiene los datos característicos

referentes al gas que sirven para caracterizarlo en base a valores reales mencionados en la

Tabla 26.

89

Tabla 26. Propiedades del gas de producción en CPT @ 14.7 Psi- Campo ITT

Propiedades del gas @ 14.7 psig & 60°F

Valor calorífico bruto 811.9 BTU/ft3

Valor calorífico neto 738.1 BTU/ft3

Peso Molecular 26.6 lb/lb-mol

Factor de Compresibilidad 0.9945

Densidad 0.0706 lb/ft3

Gravedad Específica 0.9246

Densidad 1.1316 Kg/m3



4.1.4 Caracterización del crudo

La caracterización del crudo producido se lo realizó por medio de una muestra de bombeo

tomado en el CPT, para conocer las características propias del crudo a las condiciones indicadas

y tener su referenciación para una simulación real, los datos obtenidos en laboratorio fueron

los siguientes.

4.1.5 Características del crudo y valores de destilación

Mediante la caracterización del crudo y valores de destilación permite obtener los datos de

destilación del crudo medidos en °F bajo la norma establecida D 86-90 en función del

porcentaje del volumen del mismo; estos resultados se observan en la Tabla 27.

Tabla 27. Características del crudo y valores de destilación

DATOS DE LA MUESTRA DE CRUDO

NOMBRE: BLOQUE 43 ITT - MUESTRA BOMBEO CPT.

FECHA DEL MUESTREO: 4 de febrero de 2017

FECHA DEL ANÁLISIS: 8 de febrero de 2017

PARAMETROS UNIDADES NORMA ASTM VALORES

DESTILACIÒN º F D 86-90 0% PIE = 135 °F

DESTILACIÒN º F D 86-90 5%vol = 288 °F

90









Figura 48. Destilación de crudo ASTM D-86 Realizado por: Marlon López G


4.1.6 Factor de caracterización (KOUP)

El factor de caracterización nos permite identificar o caracterizar el tipo de crudo en cuanto

a su composición química (base parafínico, mixto, nafténica o aromática) como se puede

observar en la Tabla 31, además este valor es esencial en la simulación.

K= 13 base parafínica; K=12 base mixta, K=11 base nafténica; K=10 base aromática.

Tabla 28. Factor de caracterización KOUP

PARAMETROS UNIDADES VALOR

FACTOR DE

CARACTERIZACION Koup 10.54



050

100150200250300350

0 10 20 30 40 50 60

Tem

pe

ratu

ra (

oC

)

% VOLUMEN RECUPERADO EN LA DESTILACION

DESTILACION DE CRUDO ASTM D-86BLOQUE 43 - SALIDA CPT

91

4.1.7 Caracterización del crudo por valores de viscosidad

Además para caracterizar el crudo es necesario identificar los valores de viscosidad de la

muestra a varias temperaturas, obteniendo los siguientes resultados:

Tabla 29. Caracterización del crudo por su viscosidad

VISCOSIDAD DINÁMICA MEDIDA EN TIPUTINI SALIDA CPT

Temperatura

°F 60 68 86 104 122 140 158 176 194 212 220

Viscosidad

Dinámica

(cP)

30462 17665 5881 2278 1002 490 262 151 93 60 51



Viscosidad Dinámica

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 50 100 150 200 250

Vis

cosi

dad

(C

P)

Temperatura °F

Viscosidad Dinámica (cP) del Campo Tiputini

92

4.1.8 Caracterización del crudo mediante °API

Mediante esta caracterización podemos identificar los valores de °API medidos a diferentes

temperaturas como se puede observar en la Tabla 30.

Tabla 30. °API medidos a diferentes temperaturas en CPT

°F °API

60 14.3

68 14.7

86 15.7

104 16.7

122 17.7

140 18.7

158 19.7

176 20.8

196 21.8

212 22.9

220 23.4



4.2 Simulación del proceso implementando el calentamiento del fluido mediante el

programa Aspen Hysys

4.2.1 Datos de diseño para la simulación por medio del software Aspen Hysys 7.2

Los parámetros que actualmente maneja la Central de Procesos Tiputini son a los que se

debe acoplar las características de la simulación, estos datos fueron sintetizados del historial

de producción y toma de datos de bombeo y caracterización de los fluidos producidos.

Figura 49. Curva de viscosidad dinámica Realizado por: Marlon López G


93

Los datos correspondientes se especifican en el punto 4.1 de la caracterización de los fluidos

de producción, a los que se debe añadir:

Valores de cotas y elevaciones del ducto visualizado en el Anexo C.

Características de la tubería para transportar crudo Tabla 32.

A continuación, se hace un resumen de los datos de proceso que necesita el simulador en

cuanto a producción, propiedades de los fluidos, temperaturas, presiones, viscosidades.

Tabla 31.Datos de proceso para ingresar al simulador Hysys 7.2

PARÁMETRO VALOR UNIDAD

CAUDALES

CAUDAL DE FLUIDO 93670 BFPD

CAUDAL DE PETRÓLEO 57498 BPPD

CAUDAL DE AGUA 36172 BWPD

GAS 1661 MSCF

BSW 36.81 %

°API 14.1 °API

GOR (ft3gas/BBL crudo) 43

TEMPERATURAS

TEMPERATURA SALIDA

CPT 160 °F

TEMPERATURA

LLEGADA ECB 110 °F

PRESIONES

PRESION SEPARADOR 120 PSI

PRESION DE SALIDA DE

CPT 600 PSI

PRESION LLEGADA ECB 80 PSI PSI

VISCOSIDADES

μ a 160°F 262 Cp

μ a 180°F 151 Cp

94

μ a 200°F 101 Cp



4.2.2 Datos del ducto para ingresar en Aspen Hysys 7.2

4.2.3 Características de la tubería

En este punto se describen las características físicas de la tubería es decir los valores del

diámetro interno y externo.

Tabla 32. Características de la tubería para transportar crudo

Diámetro externo de la

tubería (OD) 24 Plg

Diámetro interno de la

tubería (ID) 23.01 Plg



4.2.4 Caracterización del crudo de proceso

a. Se crea un nuevo caso en el software aspen Hysys 7.2

Figura 50. Nuevo caso a simular Realizado por: Marlon López G

Fuente: Aspen Hysys 7.2

b. Se selecciona los componentes de los fluidos agua, gas y crudo correspondientes a la

caracterización de los fluidos en el campo ITT.

Para el Gas:

95

Se añade la composición del gas y se normalice para el resto de elementos.

Se colocan los flujos con las estimaciones de GOR y crudo.

Se especifican las condiciones T= 158°F y P= 140 PSI.

Para el Agua:

La composición del agua se la coloca al 100% y los demás valores por default 0.

Se modifican las condiciones de Temperatura y presión antes mencionadas.

Se colocan el flujo de agua correspondiente.

Para el Crudo:

Condiciones de presión y temperatura establecidas para todas las corrientes.

Flujo de crudo correspondiente.

Figura 51. Lista de componentes seleccionados para la simulación


c. Se escoge el paquete de fluido Peng-Robinson ideal para hidrocarburos.

96

Figura 52. Paquete termodinámico Peng – Robinson Realizado por: Marlon López G


d. Para la generación de los componentes que conforman el crudo, se utiliza la herramienta

“Oil Manager” que se encuentra en el entorno básico de la simulación; aquí se ingresa las

propiedades del crudo estudiado tales como la curva de destilación ASTM D86-90 , factor

de caracterización KUOP, densidad API y datos de viscosidad.

Figura 53. Entorno básico de simulación Realizado por: Marlon López G


97

Figura 54. Herramienta Oil manager Realizado por: Marlon López G


El simulador calcula las propiedades del crudo en base a los datos que se ingresan por tal

razón se recomienda ingresar la mayor cantidad de datos disponibles para tener una

caracterización más cercana a la realidad.

Figura 55. Ingreso de datos para caracterizar crudo Realizado por: Marlon López G


e. En esta ventana se selecciona la data ASTM D86, incluyendo los datos de destilación del

crudo.

Aquí los resultados obtenidos son los siguientes:

98

Figura 56. Propiedades de los componentes del crudo simulado


4.2.5 Ingreso de la corriente de fluidos

f. Con el crudo ya simulado, nos dirigimos al diagrama de flujo y creamos la corriente de

fluido, la cual es la corriente de la producción que llega a la Central de Procesos Tiputini.

Para crear con mayor exactitud dicha corriente, se la formó mediante la mezcla de las

corrientes de los productos (agua, gas y crudo), a las condiciones de operación

documentadas.

Figura 57. Simulación de la corriente de fluido en CPT Realizado por: Marlon López G


99

Figura 58. Datos de la corriente de fluidos Realizado por: Marlon López G

Fuente: Aspen Hysys 7.2)

g. En cada corriente presente se colocan las condiciones de operación indicadas, además los

valores de viscosidad reales, y es aquí donde se pueden ir variando los escenarios de

caudales para analizar diferentes contextos de la simulación. A continuación los datos

mostrados en azul corresponden a las variables que luego de la sincronización del sistema

se debe incluir con la finalidad de analizar la alternativa de calentamiento.

Para el gas

Figura 59. Datos de la corriente de gas Realizado por: Marlon López G


100

Crudo

Figura 60. Datos de la corriente de crudo Realizado por: Marlon López G


Agua

Figura 61. Datos de la corriente de agua Realizado por: Marlon López G


4.2.6 Simulación del mezclador estático

h. Luego procedemos a simular el mezclador estático (Static Mixer), para lo cual se utiliza la

herramienta Mixer de la paleta de herramientas del simulador, aquí se mezclan las

corrientes de crudo, agua y gas a las condiciones establecidas, generando una sola mezcla

como sucede al ingreso de la central de procesos Tiputini.

101

Figura 62. Simulador del mezclador estático Realizado por: Marlon López G


i. Para lograr que la mezcla de fluidos que llega al separador posean las condiciones reales

obtenidas mediante datos en campo es necesario crear un proceso alterno que consiste en

una simulación de un separador atmosférico con la finalidad de ajustar las condiciones de

flujo.

j. Este separador alterno se lo trabaja a condiciones de 14.7 psi, las corrientes se analizan

como si se descomprimieran a la atmósfera, de aquí se vuelven a sacar las corrientes (crudo,

agua y gas) para que el sistema se sincronice o se hagan cambios.

Crudo: se ven que las condiciones de viscosidad y la corriente de fluido tengan las

características de campo.

Agua: Para el agua solo se controla la cantidad de flujo.

Gas: Para ajustar el sistema se baja el flujo del gas, hasta el valor en que el sistema

vuelva a tener las condiciones establecidas del caudal del gas.

k. Una forma de caracterizar el sistema es mediante los datos de viscosidad del crudo, esto se

realiza volviendo a las corrientes iniciales del proceso, bajando un poco el valor de la

viscosidad del crudo hasta que la corriente posea el valor de viscosidad citado en las tablas.

102

Como fue mencionado las condiciones de operación real del separador corresponde a

presión de 120 psi a una temperatura de 160 °F aproximadamente, se hace el ingreso de una

bomba alterna la cual genera la potencia necesaria para la llegada del fluido y se ven que las

condiciones se asemejan a la realidad por tal razón el fluido está caracterizado óptimamente.

Figura 63. Simulación del proceso para caracterizar los fluidos


Hasta este punto los fluidos se encuentran caracterizados y poseen las siguientes

características:

Tabla 33. Resultados del proceso de caracterización de fluidos en Hysys 7.2

Variable Valor Unidad

Presión 120 Psi

Temperatura 160 °F

Caudal 93000 BFPD



103

Estos valores se asemejan a los obtenidos en las tablas mostradas anteriormente por lo que

el proceso para caracterizar el fluido se encuentra listo, a toda esta ventana se la denomina

entrada de fluidos y corresponde a los componentes de la gráfica anterior.

Figura 64. Sub ventana de caracterización de fluidos Realizado por: Marlon López G


4.2.7 Simulación del actual sistema de la Central De Procesos Tiputini

4.2.8 Simulación de los separadores

l. La corriente ya definida de los fluidos de producción pasa a dos separadores trifásicos pero

como ya fue mencionado actualmente trabajan en forma bifásica, el crudo divide su caudal,

es aquí donde se colocan dos corrientes; la primera correspondiente al gas separado y la

otra correspondiente a la emulsión de crudo y agua.

m. De este separador una parte va a las bombas booster, donde se especifica la caída de presión

de 50 psi, de aquí va al intercambiador de calor donde la caída de presión que se especifica

es 10 psi y se designa a la corriente como calor 1.

Separador V-40170

104

Figura 65. Entrada de las corrientes al separador V-40170 Realizado por: Marlon López G


Obteniendo los siguientes resultados en cada una de las corrientes mencionadas.

Figura 66. Valores obtenidos en el separador V-40170 Realizado por: Marlon López G


Separador V-511140

n. Para este separador igual se cuenta como corriente de entrada a los fluidos de producción

y como corrientes de salida una separación de parte gaseosa, y la parte de la emulsión se la

envía a las bombas general electric.

105

Figura 67. Corrientes de entrada al separador V-511140 Realizado por: Marlon López G


De este separador se obtuvieron los siguientes resultados.

Figura 68. Valores obtenidos en el separador V-511140


o. Las fases correspondientes al gas separado obtenido del proceso anterior se las unen

simulando el proceso que se produce en campo, donde el gas es quemado en los Thermal

Oxidizer.

106

Figura 69. Simulación de los separadores en aspen Hysys 7.2 Realizado por: Marlon López

G


p. Se simula la recirculación del crudo proveniente del separador 2 considerando el ingreso a

los separadores y el transporte por medio de las líneas de transferencia a ECB, en este punto

las condiciones son T=162°F y P=120 psi.

4.2.9 Simulación del Intercambiador de Calor

En el simulador se incluye el intercambiador de calor con las variables respectivas según

el análisis del proceso de calentamiento dispuesto.

Figura 70. Simulación del sistema de calentamiento Realizado por: Marlon López G


107

Figura 71. Características del sistema de calentamiento Realizado por: Marlon López G


4.2.10 Simulación del sistema de bombeo

En las salidas de los separadores se diseñaron los sistemas de bombeo según las

características obtenidas en datos de campo.

Bombas Booster

Se incluye en el simulador el diseño de las bombas booster, con sus correspondientes

corrientes.

Figura 72. Diseño de corrientes para la bomba booster Realizado por: Marlon López G


108

Figura 73. Características de las bombas booster Realizado por: Marlon López G


4.2.11 Simulación del sistema de transferencia

Para llevar el crudo al ingreso al ducto que lo transporta a ECB es necesario de un sistema

de transferencia conformado por las siguientes bombas, las cuales poseen las características de

presión de descarga similar a la de los datos de campo.

Bombas General Electric

Estas bombas fueron incluidas al sistema para la conducción del crudo proveniente del

separador 2 con las siguientes características.

Figura 74. Bombas de transferencias G.E Realizado por: Marlon López G


109

La corriente de salida en estas bombas esta seteado para en conjunto con las bombas de

transferencia de Schlumberger posean las mismas características de operación y

funcionamiento con el fin de trabajar a los niveles establecidos.

Figura 75. Características operativas de la bomba G.E Realizado por: Marlon López G


Bombas de transferencia Schlumberger

Poseen la misma característica de funcionamiento que las bombas citadas anteriormente

variando sus funciones operativas según las condiciones de flujo y de fabricación.

Figura 76. Bombas de transferencia Schlumberger Realizado por: Marlon López G


110

Figura 77. Características operativas de la bomba Schlumberger


Todo el caudal que llega a estas bombas de transferencia poseen las mismas características

de presión y temperatura por lo que se mezclan a la salida de CPT, donde empieza el ducto de

alrededor de 52 km que lo lleva a la Estación Central de Bombeo.

4.2.12 Simulación del ducto y de las caídas de presión y temperatura

Se simula el ducto con los valores de elevación y distancias en cada trayecto con su

respectiva topografía y ambiente

Figura 78. Simulación del ducto a ECB Realizado por: Marlon López G


111

La simulación del ducto se debe realizar tramo a tramo, tomando en cuenta zonas donde se

dan cambios de topografía y de ambiente.

Figura 79. Sub ventana de la simulación del ducto a ECB Realizado por: Marlon López G


A la hora de ingresar los datos del ducto se deben tomar en cuenta varios aspectos:

Figura 80. Ingreso de datos para la simulación del ducto


Aquí se especifican los siguientes valores:

Diámetro interno y externo de la tubería.

Longitud del ducto en cada tramo.

112

Cambios de elevación.

Topografía específica de la zona que atraviesa el ducto.

Como segundo punto se debe especificar la transferencia de calor.

Figura 81. Ingreso de datos de transferencia de calor Realizado por: Marlon López G


En esta opción se debe decir si el ambiente que atraviesa el ducto posee las siguientes

características:

Tabla 34. Características del ambiente que atraviesa el ducto en aspen Hysys 7.2

Características del ambiente

Tubería enterrada Arena mojada o moist sand

Tubería en zona inundable Agua con velocidad 1 m/S

Tubería expuesta a superficie Default



Además se debe especificar que no posee aislación la tubería y que la temperatura que

alcanza al ambiente es de 85°F en promedio y el programa por default hace los cálculos.

113

4.2.13 Simulación de la Central De Procesos Tiputini (CPT) en Aspen Hysys 7.2

Figura 82. Diagrama de la simulación final de CPT


113

114

4.2.14 Valores de sincronización del sistema en Aspen Hysys 7.2

Mediante la corrida de la simulación se obtienen los valores de las variables analizadas en

el proceso las mismas que son comparadas con los valores reales correspondientes a las

condiciones actuales manejadas en la Central de procesos Tiputini.

Por medio de esto se tienen las siguientes consideraciones:

El porcentaje de error en la temperatura de llegada a ECB tiende a ser mayor debido a

que el trayecto a simular corresponde a 52 km de tubería tanto enterrada como

superficial teniendo en cuenta que las condiciones a simular se han realizado con la

mayor precisión posible, se toma este valor como aceptable.

Por medio de la tabla respectiva se concluye que la caracterización del sistema se

encuentra dentro del margen aceptable y la simulación es correcta.

A continuación se muestran los valores de la sincronización y la comparación respectiva

de las variables de proceso con las encontradas en la simulación Tabla 35.

115

Valores de sincronización del proceso

Tabla 35. Valores de sincronización del proceso en CPT en aspen Hysys 7.2

Variables Unidad Datos Simulados Datos Reales % Desviación

Caudal de petróleo BPPD 57022 57504 0.83

Caudal de agua BWPD 36102 36166 0.18

Caudal de gas MMSCFD 2.45 2.47 0.81

Flujo de gas lb mol/h 126 132 4.55

Temperatura salida CPT °F 163.3 160 2.06

Temperatura llegada ECB °F 110 100 9.09

Presión de salida CPT Psi 610 600 1.66

Presión de entrada ECB Psi 80 80 0.0



115

116

4.3 Forecast de Producción

Luego de la sincronización del sistema es decir que los valores obtenidos luego de la primera

corrida de la simulación se asemejan a los valores reales tabulados, se procede al análisis del

forecast de producción con la finalidad de determinar el límite de producción estimada en el

campo.

Con esto simular las condiciones de producción de crudo analizando las características de

calentamiento hasta encontrar el punto óptimo de producción en el campo.

4.3.1 Forecast de producción del campo ITT

Para tener un estimado de la producción del campo ITT, se realizó una estimación de los

futuros proyectos Ishpingo y Tambococha sumando las producciones conocidas del Tiputini,

esto con el fin de identificar la cantidad de calentamiento que se necesita para manejar los

volúmenes de crudo, agua y gas específicos.

Se realizó una aproximación de acuerdo a datos reales de campo y proyectos de futuras

inclusiones de reservas en un lapso de 20 años, según los datos citados en el marco teórico de

la investigación.

4.3.2 Forecast acumulada del Campo ITT

Tabla 36. Proyección de la producción del campo ITT

TOTAL PET

(BPPD) TOTAL AGUA

(BAPD) AGUA+PETR

(BFPD) BSW (%)

AÑOS CAMPO ITT CAMPO ITT CAMPO ITT CAMPO ITT 2015 6653.2 407.9 7061.1 4.57% 2016 59871.1 12475.2 72346.3 14.88% 2017 135826.8 62247.2 198074.0 30.71% 2018 193329.93 151735.84 345065.78 43.51% 2019 257634.33 303114.56 560748.90 53.68% 2020 258979.36 468611.61 727590.97 64.24% 2021 246546.89 667169.10 913716.00 72.89% 2022 230602.87 828883.73 1059486.61 78.20% 2023 195589.86 954205.87 1149795.73 82.96%

117

2024 161605.22 1062898.20 1224503.42 86.79% 2025 133575.98 1145388.45 1278964.44 89.55% 2026 107944.10 1207749.86 1315693.96 91.79% 2027 83992.38 1250413.53 1334405.91 93.70% 2028 65083.65 1271558.38 1336642.03 95.13% 2029 51396.21 1286033.03 1337429.25 96.16% 2030 40022.59 1297510.87 1337533.46 97.01% 2031 33541.06 1304132.24 1337673.30 97.49% 2032 28295.70 1309522.48 1337818.18 97.88% 2033 23741.46 1314074.32 1337815.79 98.23% 2034 22688.06 1315106.93 1337794.99 98.30%



4.3.3 Estimados de producciones del Campo ITT

A continuación se muestran los datos de la producción máxima y mínima del campo ITT.

Tabla 37. Producción de petróleo - Forecast Tiputini

TOTAL

PETRÓLEO(BPPD)

AÑO TOTAL

AGUA(BWPD)

AÑO

AGUA+PETR

(BLS)

AÑO

PRODUCCIÓN MAXIMA 258979.4 2020 1315106.9 2034 1337818.2 2032

PRODUCCIÓN MÍNIMA 6653.2 2015 407.9 2015 7061.1 2015



4.3.4 Análisis del Forecast del Campo ITT

Esto se usa como referencia para ver el futuro incremento de la producción en el campo,

de lo que se puede destacar lo siguiente:

Por medio de esta información se puede tener una idea del comportamiento que tiene

el campo Tiputini teniendo un máximo de producción de crudo esperada de 62.000

BFPD.

Para el comportamiento de Tambococha se tiene un máximo de producción de crudo

de 107.000 BFPD.

En Ishpingo se esperaría un máximo de producción de crudo 138.000 BPPD.

118

Forecast de producción estimada para el Campo ITT

Figura 83. Forecast del campo ITT Realizado por: Marlon López Gómez


0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

AÑOS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

CA

UD

AL

(BLS

/d)

FORECAST CAMPO ITT

TOTAL PET

TOTAL AGUA

AGUA+PETR

118

119

4.3.5 Nivel estimado de producción en el Campo ITT

El estimado de producción considerado para la evaluación ha sido determinado por el

forecast de producción con un escenario límite de 300.000 BFPD. Tomando en cuenta la

producción de la locación Tiputini y realizando un estimado de la producción de los campos

Ishpingo y Tambococha.

Por medio del forecast de producción del campo ITT se designa valores de caudal que

se espera tener en los proyectos en los próximos años, para modelarlo según las condiciones

reales del campo y ver cuanta necesidad de calentamiento necesita para poder ser transportado

a lo largo del ducto.

Tabla 38.Proyecciones de caudales a manejar en el campo ITT

CAUDAL A

MANEJAR

(BFPD)

60 000

70 000

80 000

90 000

1000 000

120 000

140 000

160 000

180 000

200 000

225 000

250 000

300 000



120

4.3.6 Condiciones de flujo a simular según forecast

Por medio del forecast se determina el límite de producción esperada en los próximos años

con esto se establece las condiciones de flujo para analizar el calentamiento en los escenarios

planteados con las variables presión y temperatura.

Para plantear una simulación más acorde a la realidad se han planteado 3 escenarios con el

comportamiento futuro que tiene campo, estos se mencionan a continuación.

30% BSW.

60% BSW.

75% BSW.

Quedando estructurado los caudales de la siguiente manera:


BSW

Caudal fluido a calentar (BFPD)

Caudal de crudo (BPPD)

Caudal de agua (BWPD)

Caudal de gas (lb mol/h)

60.000 36.830,64 23.169,35 84.55 70.000 42.969,08 27.03,91 98.64 80.000 49.107,52 30.892,47 112.73 90.000 55.245,96 34.754,03 126.82

100.000 61.384,40 38.615,59 140.91 120.000 73.661,28 46.338,71 169.10 140.000 85.938,16 54.061,83 197.28 160.000 98.215,04 61.784,95 225.46 180.000 11.0491,92 69.508,07 253.65 200.000 12.2768,81 77.231,18 281.83 225.000 13.8114,91 86.885,08 317.06 250.000 15.3461,01 96.538,98 352.29 300.000 18.4153,21 115.846,78 422.75



121


BSW

Caudal fluido a calentar

(BFPD)

Caudal de crudo

(BPPD)

Caudal de agua

(BWPD)

Caudal de gas (lb

mol/h)

60.000 24.000 36.000 53.80

70.000 28.000 42.000 62.77

80.000 32.000 48.000 71.74

90.000 36.000 54.000 80.71

100.000 40.000 60.000 89.67

120.000 48.000 72.000 107.61

140.000 56.000 84.000 125.54

160.000 64.000 96.000 143.48

180.000 72.000 108.000 161.41

200.000 80.000 120.000 179.35

225.000 90.000 135.000 201.77

250.000 100.000 150.000 224.19

300.000 120.000 180.000 269.02




BSW

Caudal fluido a calentar

(BFPD)

Caudal de crudo

(BPPD)

Caudal de agua

(BWPD)

Caudal de gas (lb

mol/h)

60.000 15.000 45.000 33.95

70.000 17.500 52.500 39.61

80.000 20.000 60.000 45.26

90.000 22.500 67.500 50.92

100.000 25.000 75.000 56.58

120.000 30.000 90.000 67.90

140.000 35.000 105.000 79.21

160.000 40.000 120.000 90.53

180.000 45.000 135.000 101.84

200.000 50.000 150.000 113.16

225.000 56.250 168.750 127.31

250.000 62.500 187.500 141.45

300.000 75.000 225.000 169.74



Estos datos se ingresan al simulador teniendo en cuenta las restricciones de calentamiento

establecido por Petroamazonas EP mencionadas en el numeral 2.22.14.

Las restricciones se mencionan a continuación:

0, 8 y 16 MMBTU/h

122

4.4 Punto óptimo de la simulación

4.4.1 Resultados de la simulación utilizando el software Aspen Hysys 7.2

Tabla 42. Comparación del transporte actual y luego del calentamiento con 30% BSW

0 MM BTU/h CON 8 MM BTU/h CON 16 MM BTU/h

Caudal (BFPD) P.Descarga (PSI) Temp. Inicial (°F) P.Descarga (PSI) Temp. Inicial (°F) P.Descarga (PSI) Temp. Inicial (°F)

60.000 610 163.3 483 176.7 400 190

70.000 634 163.3 513 174.8 427 186.2

80.000 658 163.3 545 173.4 459 183.4

90.000 687 163.4 577 172.3 493 181.2

100.000 716 163.4 610 171.5 526 179.5

120.000 776 163.5 676 170.2 594 176.9

140.000 837 163.7 741 169.4 661 175.1

160.000 898 163.8 806 168.8 727 173.7

180.000 959 163.9 870 168.3 793 172.7

200.000 1020 164 935 168 858 171.9

225.000 1095 164.2 1013 167.7 938 171.2

250.000 1172 164.3 1091 167.5 1018 170.6

300.000 1320 164.6 1245 167.2 1174 168.9



122

123




60.000 609 161.4 500 172.6 422 183.8

70.000 630 161.4 528 171 450 180.6

80.000 653 161.5 557 169.9 480 178.2

90.000 678 161.5 585 168.9 512 176.4

100.000 705 161.5 630 168.3 543 174.9

120.000 762 161.6 678 167.2 607 172.8

140.000 818 161.7 738 166.5 670 171.2

160.000 877 161.8 800 166 733 170.1

180.000 935 161.9 860 165.6 795 169.3

200.000 993 162 921 165.3 856 168.6

225.000 1065 162.1 995 165.1 932 168

250.000 1137 162.2 1070 164.9 1010 167.5

300.000 1280 162.5 1215 164.7 1158 166.8



123

124




60.000 140 159.7 138 169.9 138 180.1

70.000 145 159.7 145 168.4 145 177.2

80.000 153 174.2 152 174.6 152 175

90.000 160 159.6 160 159.7 159 160

100.000 167 159.7 166 159.8 166 159.8

120.000 180 159.7 179 159.8 179 160

140.000 206 159.8 205 159.8 205 159.9

160.000 226 159.7 225 159.8 224 159.9

180.000 255 159.8 254 159.9 254 160

200.000 283 159.9 282 159.9 282 160

225.000 325 159.9 324 159.9 324 159.9

250.000 368 160 366 160 365 161

300.000 470 160.2 468 161 468 161



124

125

4.4.2 Diagrama de presión requerida en el sistema con diferentes caudales y calentamiento

Para 30% BSW

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

P In

icia

l (P

SI)

DUTY (MMBTU/H)

Q=60000BFPD

Q=70000BFPD

Q=80000BFPD

Q=90000BFPD

Q=100000BFPD

Q=120000BFPD

Q=140000BFPD

Q=160000BFPD

Q=180000BFPD

Q=200000BFPD

Q=225000BFPD

Q=250000BFPD

Q=300000BFPD

800 psi

Figura 84. Resultados de la simulación final con 30% BSW


1200 psi

125

126

Para 60% BSW



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

P In

icia

l (P

SI)

DUTY (MMBTU/H)

Q=60.000BFPD

Q=70.000BFPD

Q=80.000BFPD

Q=90.000BFPD

Q=100.000BFPD

Q=120.000BFPD

Q=140.000BFPD

Q=160.000BFPD

Q=180.000BFPD

Q=200.000 BFPD

Q=225.000BFPD

Q=250.000 BFPD

Q=300.000BFPD

800 psi

1200 psi

126

127

Para 75% BSW



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

P In

icia

l (P

SI)

DUTY (MMBTU/H)

Q=60 000 BFPD

Q= 70 000 BFPD

Q=80 000 BFPD

Q=90 000 BFPD

Q=100 000 BFPD

Q=120 000 BFPD

Q= 140 000 BFPD

Q= 160 000 BFPD

Q=180 000 BFPD

Q = 200 000 BFPD

Q= 225 000 BFPD

Q= 250 000 BFPD

Q= 300 000 BFPD

127

128

4.4.3 Resultados finales de la simulación obtenidos por Aspen Hysys 7.2

Se grafica la presión de descarga calculada, en función de los diferentes valores de

calentamiento establecido de acuerdo a los caudales que fueron tomados en cuenta para el

desarrollo de la simulación.

Tomando en cuenta la restricciones establecidas, se denota que la gráfica esperada de la

simulación es la mencionada anteriormente, donde el punto óptimo de la investigación se

detalla a continuación.

Para dar a conocer los resultados finales de la simulación hay que tomar en cuenta dos

aspectos de vital importancia:

Se debe considerar el ranking de las bombas en el cual se encuentran seteado,

actualmente en campo este valor corresponde a 800 psi, por lo que en la gráfica anterior,

se traza una horizontal al eje de las x correspondiente a la presión para saber la cantidad

de calor a emplear y el valor máximo de calentamiento que se puede tener en la CPT,

con las facilidades actualmente construidas.

Tabla 45. Resultados de la simulación de acuerdo al ranking de las bombas en aspen Hysys

7.2

Valor máximo de

operación de las

bombas

% BSW Valor máximo de

calentamiento

Caudal máximo

a transportar

bajo estas

condiciones

800 PSI

30 16 MM BTU/h 180.000 BFPD

60 16 MM BTU/h 180.000 BFPD



129

Y el segundo punto a considerar es la presión máxima que la tubería puede soportar con

el calentamiento, este valor es de aproximadamente 1200 psi, pero cabe recalcar que para

esto se debe cambiar los equipos de las facilidades de producción en CPT.

Tabla 46. Resultados de la simulación de acuerdo a la presión máxima que soporta la

tubería en aspen Hysys 7.2

Valor máximo de

presión soportados

por la tubería

%BSW Valor máximo de

calentamiento

Caudal máximo a

transportar bajo

estas condiciones

1200 30 16 MMBTU/H 300.000 BFPD

60 16 MM BTU/H 300.000 BFPD



Cabe recalcar que los resultados obtenidos para el BSW del 70% tienen otro tipo de

comportamiento debido a que la producción en ese punto sería solo agua con poca cantidad de

crudo por lo que la presión de descarga es mínima y el calentamiento puede ser obviado.

4.4.4 Resultados de viscosidad en la simulación con Aspen Hysys 7.2

Para el análisis de la viscosidad se efectúa de acuerdo a la inclusión del caudal y del

calentamiento tomando con cada uno de estos la respectiva viscosidad, es decir para hacer una

comparación del sistema actual y del implementado.

130

Tabla 47.Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 30% BSW

Central de Procesos Tiputini (CPT) Estación Central de

Bombeo (ECB)

Caudal

(BFPD)

Duty

(MMBTU/

H)

Viscosida

d mezcla

(CP)

Viscosid

ad agua

(CP)

Viscosidad

del Petróleo

(CP)

Viscosidad

Petróleo

( CP)

Viscosida

d Agua

( CP)

60000

0 758.8 0.3848 188.5 1137 0.6033

8 523.4 0.35 130 1079 0.5762

16 376.2 0.32 93.49 891.4 0.5530

70000

0 758.1 0.38 188.3 1116 0.5806

8 550.3 0.35 136.7 913.6 0.5556

16 411.8 0.33 102.3 757.5 0.5330

80000

0 757.5 0.38 188.1 956.7 0.5614

8 571.6 0.36 142 797.1 0.5393

16 441.4 0.33 109.7 666.4 0.5179

90000

0 757 0.38 187.9 845.1 0.5464

8 588.7 0.36 146.2 710.3 0.5256

16 466.4 0.34 115.9 605.4 0.5068

100000

0 756.6 0.38 187.8 758.4 0.5334

8 602.8 0.36 149.7 646.6 0.5146

16 487.7 0.34 121.2 556.3 0.4971

120000

0 756 0.38 187.5 635.6 0.5126

8 624.2 0.37 154.9 555.6 0.4971

16 522 0.35 129.6 487.2 0.4821

140000

0 754.1 0.38 187 554.5 0.4969

8 640.5 0.37 158.9 492.9 0.4834

16 548 0.35 136 439.2 0.4706

160000

0 752.7 0.38 186.6 496.8 0.4844

8 652.5 0.3696 161.8 447.3 0.4727

16 565.8 0.36 141.1 403.4 0.4612

180000

0 751.1 0.38 186.1 452.9 0.4741

8 661.7 0.37 164 412.4 0.4637

16 585.4 0.36 145.2 375.9 0.4536

200000

0 749.2 0.38 185.6 418.7 0.4654

8 668.7 0.37 165.7 384.4 0.4562

16 598.8 0.36 148.5 353.6 0.4471

225000

0 747.3 0.38 185 385 0.4563

8 675.4 0.37 167.3 356.9 0.4482

16 612.2 0.36 151.7 331.3 0.4401

250000

0 745.2 0.38 184.4 359 0.4488

8 680.4 0.37 168.4 335 0.4414

16 622.8 0.36 154.2 313 0.4342

300000

0 740.5 0.38 183.1 319.8 0.4365

8 687.1 0.37 169.9 302.3 0.4306

16 638.2 0.37 157.9 285.4 0.4246



131

Tabla 48. Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 60% BSW


Bombeo (ECB)

Caudal

(BFPD)

Duty

(MMBTU/

H)

Viscosida

d mezcla

(CP)

Viscosid

ad agua

(CP)

Viscosidad

del Petróleo

(CP)

Viscosidad

Petróleo

( CP)

Viscosida

d Agua

( CP)

60000

0 706.4 0.3902 199.3 1567 0.6237

8 514.5 0.3594 145 1322 0.6014

16 385.8 0.3327 108.7 1126 0.5811

70000

0 706 0.3901 199.2 1309 0.6005

8 537 0.3635 151.5 1118 0.5803

16 417.6 0.34 117.7 959.2 0.5612

80000

0 704.6 0.39 199.1 1127 0.5815

8 554.6 0.37 156.5 972.6 0.5631

16 443.6 0.35 125.1 839.7 0.545

90000

0 703.6 0.39 198.9 991.9 0.565

8 568.5 0.37 160.5 861.3 0.5482

16 465.2 0.35 131.2 755 0.5324

100000

0 703 0.39 198.9 889.7 0.5523

8 579.3 0.37 163.7 797.7 0.5390

16 483.4 0.35 136.4 687.4 0.5213

120000

0 701.4 0.39 198.6 745.2 0.5311

8 596.6 0.37 168.8 663.9 0.5174

16 511.9 0.36 144.6 595 0.5046

140000

0 699.6 0.39 198.3 646.3 0.5142

8 609.2 0.38 172.5 584.5 0.5025

16 533.2 0.36 150.8 531.2 0.4916

160000

0 697.4 0.39 198 577.8 0.5014

8 618.2 0.38 175.3 528 133.3

16 550 0.37 155.8 484.1 0.4812

180000

0 695.3 0.39 197.6 525.7 0.4906

8 624.8 0.38 177.3 484.7 0.4813

16 563.1 0.37 159.7 448.4 0.4727

200000

0 693.1 0.38 197.2 485.1 0.4816

8 629.7 0.38 178.9 450.5 0.4732

16 573.4 0.37 162.8 419.9 0.4654

225000

0 690.2 0.39 196.6 445.6 0.4721

8 634 0.38 180.4 417 0.4647

16 583.4 0.37 165.9 391.3 0.4578

250000

0 687.5 0.39 196.1 415 0.4643

8 636.9 0.38 181.5 391.1 0.4578

16 590.9 0.37 168.2 368.9 0.4519

300000

0 682 0.39 195.1 368.6 0.4516

8 640.4 0.38 183 351.4 0.4462

16 601.7 0.37 171.8 334.6 0.4412



132

Tabla 49. Resultados de la simulación de acuerdo a la viscosidad con 75% BSW


Bombeo (ECB)

Caudal

(BFPD)

Duty

(MMBTU

/H)

Viscosidad

mezcla(CP)

Viscosid

ad agua

(CP)

Viscosidad

del crudo

(CP)

Viscosidad

del crudo

(CP)

Viscosid

ad Agua

(CP)

60000

0 0.6422 0.3952 208.8 5687 0.8072

8 0.5953 0.3665 155.8 5709 0.8072

16 0.5542 0.3413 119.2 5716 0.8072

70000

0 0.6421 0.3952 208.9 5699 0.8074

8 0.6016 0.3704 162.2 5705 0.8074

16 0.5654 0.3482 128.3 5710 0.8074

80000

0 0.574 0.3535 135.8 5707 0.8076

8 0.6064 0.3733 135.7 5710 0.8087

16 0.5741 0.3535 135.7 5715 0.8087

90000

0 0.6426 0.3956 210.2 5748 0.808

8 0.6325 0.3767 208.53 5766 0.808

16 0.6033 0.3567 205.43 5798 0.808

100000

0 0.6421 0.3953 209 5733 0.8084

8 0.6322 0.3699 206.67 5746 0.8085

16 0.6243 0.3589 204.78 5789 0.8085

120000

0 0.6106 0.3952 207.7 5686 0.8089

8 0.6098 0.3744 204.67 5690 0.809

16 0.5966 0.3477 202.45 5693 0.809

140000

0 0.6413 0.3951 208.5 5782 0.81

8 0.6233 0.3754 205.12 5790 0.82

16 0.6021 0.359 203.56 5800 0.82

160000

0 0.6417 0.3953 209.7 5892 0.81

8 0.6245 0.3724 206.56 5899 0.82

16 0.6187 0.3512 203.75 5902 0.82

180000

0 0.641 0.3949 208.1 5854 0.81

8 0.636 0.3789 205.78 5866 0.82

16 0.629 0.3614 204.67 5897 0.82

200000

0 0.641 0.3947 207.9 5896 0.81

8 0.655 0.3754 205.7 5899 0.82

16 0.663 0.3578 203.7 5902 0.82

225000

0 0.6408 0.3945 207.5 5925 0.81

8 0.6577 0.3866 206.8 5928 0.81

16 0.6689 0.3743 204.8 5932 0.82

250000

0 0.6465 0.3943 207.1 5989 0.81

8 0.6577 0.3856 206.8 5990 0.81

16 0.6654 0.3754 205.3 5994 0.81

300000

0 0.6398 0.3939 206.2 6038 0.81

8 0.6534 0.3856 205.8 6040 0.81

16 0.6657 0.3712 205.7 6060 0.81



133

4.5 Comparación entre el sistema de transporte actual y luego de la implementación

de la alternativa

4.5.1 Comparación de las Temperaturas de Salida CPT y Entrada ECB para los

diferentes %BSW y condiciones de calentamiento

A continuación se muestra el comportamiento del fluido desde la Central de procesos

Tiputini hasta la Estación Central de bombeo, variando las condiciones de BSW y la

cantidad de calentamiento.

Comparación para 30% BSW

Tabla 50. Comparación de Temperaturas en el proceso para 30% BSW

0 MMBTU/ h CON 8 MM BTU/h CON 16 MM BTU/h

Caudal

(BFPD)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

60000 163.3 111 176.7 116 190 120.4

70000 163.3 115.3 174.8 119.8 186.2 124.2

80000 163.3 118.7 173.4 123 183.4 127.3

90000 163.4 121.6 172.3 125.7 181.2 129.7

100000 163.4 124.1 171.5 128 179.5 131.9

120000 163.5 128.4 170.2 131.9 176.9 135.3

140000 163.7 131.9 169.4 135 175.1 138.1

160000 163.8 134.8 168.8 137.6 173.7 140.5

180000 163.9 137.3 168.3 139.8 172.7 142.5

200000 164 139.4 168 141.8 171.9 144.2

225000 164.2 141.8 167.7 143.9 171.2 146.1

250000 164.3 143.7 167.5 145.8 170.6 147.8

300000 164.6 147.1 167.2 148.8 168.9 150.5



134

Comparación de la Temperatura Inicial (salida CPT) vs caudal para 30% BSW

Figura 87. T.inicial (CPT) vs Caudal para 30% BSW


Comparación de la Temperatura final (entrada ECB ) vs caudal para 30% BSW

Figura 88. T. Descarga (ECB) vs Caudal para 30% BSW





Caudal (BFPD)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

60000 161.4 108.2 172.6 111.7 183.8 115.2

70000 161.4 111.9 171 115.3 180.6 118.8

80000 161.5 115.1 169.9 118.4 178.2 121.8

160

165

170

175

180

185

190

195

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. In

icia

l (°F

)

Caudal (BFPD)

T. Salida CPT (°F) VS Caudal (BFPD)

O MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. D

esc

arga

(°F

)

Caudal (BFPD)

T. Entrada ECB (°F) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/H

135

90000 161.5 118 168.9 121.2 176.4 124.3

100000 161.5 120.4 168.3 123 174.9 126.6

120000 161.6 124.6 167.2 127.4 172.8 130.2

140000 161.7 128.1 166.5 130.6 171.2 133.1

160000 161.8 130.9 166 133.3 170.1 135.5

180000 161.9 133.3 165.6 135.5 169.3 137.6

200000 162 135.5 165.3 137.5 168.6 139.4

225000 162.1 137.5 165.1 139.6 168 141.4

250000 162.2 139.7 164.9 141.4 167.5 143

300000 162.5 143 164.7 144.4 166.8 145.8



Comparación de la Temperatura Inicial (salida CPT) vs caudal para 60% BSW

Figura 89. T.inicial (CPT) vs caudal para 60% BSW


Comparación de la Temperatura final (entrada ECB ) vs caudal para 60% BSW

Figura 90. Descarga (ECB) vs Caudal para 60% BSW


160

165

170

175

180

185

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. In

icia

l (°F

)

Caudal (BFPD)


O MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

0

50

100

150

200

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. D

esc

arga

(°F

)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/H

136




Caudal (BFPD)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

T. Salida

CPT (°F)

T. Entrada

ECB (°F)

60000 159.7 84.96 169.9 84.96 180.1 84.96

70000 159.7 84.94 168.4 84.94 177.2 84.94

80000 174.2 84.92 174.6 84.91 175 84.91

90000 159.6 84.87 159.7 84.86 160 84.86

100000 159.7 84.84 159.8 84.84 159.8 84.83

120000 159.7 84.79 159.8 84.79 160 84.78

140000 159.8 84.67 159.8 84.67 159.9 84.66

160000 159.7 84.57 159.8 84.56 159.9 84.56

180000 159.8 84.49 159.9 84.49 160 84.48

200000 159.9 84.39 159.9 84.39 160 84.38

225000 159.9 84.27 159.9 84.27 159.9 84.26

250000 160 84.18 160 84.18 161 84.17

300000 160.2 83.98 161 83.98 161 83.99



Comparación de la Temperatura Inicial (salida CPT) vs caudal con 75% BSW

Figura 91. T.inicial (CPT) vs Caudal para 75% BSW


155

160

165

170

175

180

185

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. In

icia

l (°F

)

Caudal (BFPD)


O MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

137

Comparación de la Temperatura final (entrada ECB ) vs caudal con 75% BSW

Figura 92. Descarga (ECB) vs Caudal para 75% BSW


4.5.2 Comparación de las Presiones de descarga CPT y succión ECB para los

diferentes %BSW y condiciones de calentamiento


Tabla 53. Comparación de las Presiones en el proceso para 30% BSW

0 MMBTU/h CON 8 MM BTU/h CON 16 MM BTU/h

Caudal (BFPD)

P. Descarga CPT (PSI)

P. Succión ECB (Psi)





60000 610 80 483 80 400 80

70000 634 80 513 80 427 80

80000 658 80 545 80 459 80

90000 687 80 577 80 493 80

100000 716 80 610 80 526 80

120000 776 80 676 80 594 80

140000 837 80 741 80 661 80

160000 898 80 806 80 727 80

180000 959 80 870 80 793 80

200000 1020 80 935 80 858 80

225000 1095 80 1013 80 938 80

250000 1172 80 1091 80 1018 80

300000 1320 80 1245 80 1174 80



83,8

84

84,2

84,4

84,6

84,8

85

85,2

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

T. D

esc

arga

(°F

)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/H

138

Presión de Descarga vs Caudal para 30% BSW

Figura 93. P.Descarga (CPT) vs Q para 30% BSW





Caudal (BFPD)







60000 609 80 500 80 422 80

70000 630 80 528 80 450 80

80000 653 80 557 80 480 80

90000 678 80 585 80 512 80

100000 705 80 630 80 543 80

120000 762 80 678 80 607 80

140000 818 80 738 80 670 80

160000 877 80 800 80 733 80

180000 935 80 860 80 795 80

200000 993 80 921 80 856 80

225000 1065 80 995 80 932 80

250000 1137 80 1070 80 1010 80

300000 1280 80 1215 80 1158 80



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Pre

sió

n (

Psi

)

Caudal (BFPD)

P. Descarga (PSI) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

139







Caudal (BFPD)







60000 140 80 138 80 138 80

70000 145 80 145 80 145 80

80000 153 80 152 80 152 80

90000 160 80 160 80 159 80

100000 167 80 166 80 166 80

120000 180 80 179 80 179 80

140000 206 80 205 80 205 80

160000 226 80 225 80 224 80

180000 255 80 254 80 254 80

200000 283 80 282 80 282 80

225000 325 80 324 80 324 80

250000 368 80 366 80 365 80

300000 470 80 468 80 468 80



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Pre

sio

n (

Psi

)

Caudal (BFPD)

P. Descarga (Psi) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

140




4.5.3 Comparación de Viscosidades para diferentes %BSW y condiciones de

calentamiento


Tabla 56. Comparación de las Viscosidades en el proceso para 30% BSW


Viscosidad del Petróleo

(cp) Viscosidad del Petróleo


(cp) Caudal (BFPD)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

60000 188.5 1137 130 1079 93.49 891.4

70000 188.3 1116 136.7 913.6 102.3 757.5

80000 188.1 956.7 142 797.1 109.7 666.4

90000 187.9 845.1 146.2 710.3 115.9 605.4

100000 187.8 758.4 149.7 646.6 121.2 556.3

120000 187.5 635.6 154.9 555.6 129.6 487.2

140000 187 554.5 158.9 492.6 136 439.2

160000 186.6 496.8 161.8 447.3 141.1 403.4

180000 186.1 452.9 164 412.4 145.2 375.9

200000 185.6 418.7 165.7 384.4 148.5 353.6

225000 185 385 167.3 356.9 151.7 331.3

250000 184.4 359 168.4 335 154.2 313

300000 183.1 319.8 169.9 302.3 157.9 285.4



0

100

200

300

400

500

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Pre

sió

n (

Psi

)

Caudal (BFPD)

P. Descarga (Psi) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

141

Viscosidad de Salida en CPT vs Caudal

Figura 96. Viscosidad salida (CPT) vs Q para 30% BSW


Viscosidad de Entrada ECB vs Caudal

Figura 97. Viscosidad Entrada (ECB) vs Q para 30% BSW


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Vis

cosi

dad

(C

p)

Caudal (BFPD)

Viscosidad Salida CPT (Cp) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Vis

cosi

sdad

(C

p)

Caudal (BFPD)

Viscosidad Entrada ECB (Cp) vs Caudal (BFPD)

0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

142







(cp) Caudal (BFPD)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

60000 199.3 1567 145 1322 108.7 1126

70000 199.2 1309 151.5 1118 117.7 959.2

80000 199.1 1127 156.5 972.6 125.1 839.7

90000 198.9 991.9 160.5 861.3 131.2 755

100000 198.9 889.7 163.7 797.7 136.4 687.4

120000 198.6 745.2 168.8 663.9 144.6 595

140000 198.3 646.3 172.5 584.5 150.8 531.2

160000 198 577.8 175.3 528 155.8 481.1

180000 197.6 525.7 177.3 484.7 159.7 448.4

200000 197.2 485.1 178.9 450.5 162.8 419.9

225000 196.6 445.6 180.4 417 165.9 393.3

250000 196.1 415 181.5 391.1 168.2 368.9

300000 195.1 368.6 183 351.4 171.8 334.6






0

50

100

150

200

250

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Vis

cosi

dad

(C

p)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

143










(cp) Caudal (BFPD)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

Salida (CPT)

Entrada (ECB)

60000 208.8 5687 155.8 5709 119.2 5716

70000 208.9 5699 162.2 5705 128.3 5710

80000 135.8 5707 135.7 5710 135.7 5715

90000 210.2 5748 208.53 5766 205.43 5798

100000 209 5733 206.67 5746 204.78 5789

120000 207.7 5686 204.67 5690 202.45 5693

140000 208.5 5782 205.12 5790 203.56 5800

160000 209.7 5892 206.56 5899 203.75 5902

180000 208.1 5854 205.78 5866 204.67 5897

200000 207.9 5896 205.7 5899 203.7 5902

225000 207.5 5925 206.8 5928 204.8 5932

250000 207.1 5989 206.8 5990 205.3 5994

300000 206.2 6038 205.8 6040 205.7 6060



0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Vis

cosi

dad

(C

p)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

144







0

50

100

150

200

250

Vis

cosi

dad

(C

p)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

5650

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

Vis

cosi

sdad

(C

p)

Caudal (BFPD)


0 MMBTU/h

8 MMBTU/h

16 MMBTU/h

145

CAPÍTULO V

5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.1 Conclusiones

Con 30% BSW

Mediante la simulación considerando el 30% de BSW, con 0 MMBTU/h es decir con

el transporte actual sin calentamiento, en este punto la máxima cantidad de crudo a

transportar bajo la presión de operación de las bombas establecido de 800 psi es 120.000

BFPD a una presión de descarga de 776 Psi y una temperatura de 163.5 °F, por lo que

para manejar mayores volúmenes de caudal se debe implementar calentamiento al

sistema.

Con el BSW del 30%, teniendo en cuenta el calentamiento de 8 MMBTU/h el transporte

del fluido se incrementaría hasta 140.000 BFPD, con una presión de 741 Psi, llegando

a alcanzar una temperatura en el sistema de 169.4 °F.

El punto óptimo considerado para el manejo de 30% de BSW es con un calentamiento

de 16 MMBTU/h, considerando la presión de operación de las bombas, pudiéndose

manejar hasta 180.000 BFPD, con una presión en el bombeo de 793 Psi y una

temperatura de 172.7 °F.

En el punto óptimo considerando la temperatura a la que el crudo se encuentra para ser

bombeado, incrementando el calentamiento hasta 16 MMBTU/h se nota el aumento de

la temperatura de 163.9 a 172.7°F, y al llegar a ECB existe una mejora de 137.3 a 142.5

°F, evitando que se enfrié el crudo y aumente su viscosidad; considerando la presión de

descarga a este calentamiento se tiene una disminución de 959 Psi hasta 793 Psi,

146

permitiendo que esté dentro del rango operativo del sistema y con esto manejarse dentro

del límite de la presión de llegada que para el sistema se estableció en 80 Psi.

En este punto al considerar la viscosidad del petróleo se puede determinar que al

aumentar la cantidad de calentamiento hasta 16 MMBTU/h, en relación a la temperatura

de salida existe un decremento de 186.1 Cp a 145.2 Cp, esto también se puede notar en

la viscosidad de llegada que disminuye de 432.9 Cp hasta 375.9 evitando que el crudo

se vuelva más viscoso al disminuir su temperatura por ende poder mejorar el transporte

del fluido y los problemas en las operaciones como: incremento de las presiones de

operación, disminución de la capacidad de bombeo, fallos en el sistema y rupturas por

sobrepresiones en la línea, manteniendo la seguridad en las operaciones y la integridad

de los equipos.

Considerando la presión máxima que soporta la tubería que es 1200 psi para un BSW

del 30%, el punto óptimo se encuentra analizando el calentamiento de 16 MMBTU/h,

pudiendo bombear hasta 300.000 BFPD con una presión de operación de 1174 Psi, en

este punto se debe considerar que para trabajar bajo estas especificaciones se debe hacer

mejoras en las facilidades de producción como: almacenamiento de fluido, tratamiento

del gas de producción, cambio del sistema de bombeo lo que implicaría gastos

económicos.

Con 60% BSW

Con un BSW del 60%, considerando 0 MMBTU/h la máxima cantidad de fluido a

manejar en la línea con las especificaciones establecidas de presión es de 120.000

BFPD, alcanzando una temperatura de 161.6°F a una presión de descarga de 762 Psi.

Al incrementar el calentamiento a 8 MMBTU/h, se llegaría a manejar un caudal de

160.000 BFPD, mejorando las condiciones de presión a 800 psi y 166.6°F.

147

El punto óptimo considerando la presión de bombeo para el manejo de fluidos con el

60% de BSW se encuentra analizando el calentamiento de 16 MMBTU/h, en este punto

el caudal se incrementaría hasta un valor de 180.000 BFPD con una presión de 795 psi

y temperatura de 169.3°F.

En este punto, incrementando el calentamiento hasta 16 MMBTU/h se nota el aumento

de la temperatura de salida del fluido de 161.9 a 169.3.7°F, y en la llegada de 133.3 a

137.6 °F, considerando la presión de descarga a este calentamiento se tiene una

disminución de 935 a 795 Psi, permitiendo que esté dentro del rango operativo.

En este punto la viscosidad del petróleo al calentar el sistema hasta 16 MMBTU/h, en

relación a la temperatura de salida existe un decremento de 197.6 Cp a 159.7 Cp, esto

también se puede notar en la viscosidad de llegada que disminuye de 525.7 Cp hasta

448.4 evitando que el crudo se vuelva más viscoso al disminuir su temperatura

mejorando la movilidad del crudo.

Tomando en cuenta la presión de la tubería el punto óptimo se encuentra en el manejo

de 16 MMBTU/h alcanzando un transporte en la línea de 300.000 BFPD con una

presión aproximada de 1158 Psi, para lo cual se deben realizar las mismas adecuaciones

al sistema mencionadas anteriormente.

Con 75% BSW

Con este porcentaje de BSW, se considera no transportar bajo estas condiciones más

fluido y también evitar el calentamiento del sistema por lo que al producir solo agua, la

temperatura no varía considerablemente analizando las restricciones de calentamiento

de 0, 8 y 16 MMBTU/h.

148

El calentamiento de un fluido es un método utilizado para facilitar el transporte de

crudos pesados. la incidencia que tiene el calor sobre la viscosidad de los fluidos

decrece con el incremento de la temperatura, debido al aumento de la velocidad de las

moléculas y la disminución de su fuerza de cohesión y en los gases aumenta con la

adición de temperatura.

5.1.2 Recomendaciones

Se recomienda considerar el calentamiento del fluido como una alternativa eficiente a

la hora de mejorar el transporte de crudos pesados, por lo que elevando la temperatura

se tiene un decremento de la viscosidad del crudo, manteniendo la integridad de los

equipos, además disminuye la presión de descarga y succión del sistema de bombeo y

mejora las condiciones operativas del sistema.

Se recomienda implementar al sistema de calentamiento la utilización del gas separado

como fuente para generar calor evitando con esto la quema de combustible que

permitiría ahorro económico y la optimización de recursos, o en su defecto hacer un

sistema para quema de crudo.

Se recomienda no bombear fluidos con un porcentaje de BSW mayor al 60% debido a

que cambia las condiciones de operación, además se sacrifica a la línea bombeando

solamente agua, además evitar el calentamiento bajo estas condiciones porque es un

gasto innecesario.

Se recomienda buscar otras configuraciones respecto al sistema implementado que

pueda mejorar el funcionamiento de los equipos optimizando recursos y procesos

permitiendo tener mejores resultados al manejar crudos pesados y extra pesados.

Realizar estudios de calentamiento de fluidos como alternativa para resolver el caso de

los crudos pesados, desarrollando nuevas investigaciones mediante el análisis de la

149

información disponible en la vida productiva del campo; considerando las variables de

estudio dispuestos en la investigación y los diferentes problemas producidos en el área

de estudio por los crudos pesados.

5.2 Referencias

5.2.1 Fuentes bibliográficas

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5.3 Anexos

152

ANEXO A. Historial de producción en CPT

Enero - 2017

Producción acumulada en CPT- Enero 2017

CPT FECHA CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD GAS BSW (%) API @ 60°F

31/11/2016 38686 38599 87 936 0.22% 14.10

02/01/2017 33498 33400 98 1006 0.29% 14.08

04/01/2017 33406 33307 99 1002 0.30% 14.08

05/01/2017 33420 33321 99 1002 0.30% 14.08

06/01/2017 33684 33483 201 1024 0.60% 14.07

08/01/2017 35448 35100 348 1053 0.98% 14.08

09/01/2017 35550 35210 340 1053 0.96% 14.08

10/01/2017 35658 35290 368 1053 1.03% 14.08

11/01/2017 37653 37280 373 1070 0.99% 14.09

12/01/2017 38069 37695 374 1114 0.98% 14.09

13/01/2017 38071 37660 411 1124 1.08% 14.09

14/01/2017 38102 37690 412 1124 1.08% 14.09

15/01/2017 38029 37601 428 1123 1.13% 14.10

16/01/2017 35871 35400 471 1128 1.31% 12.39

18/01/2017 35396 34800 597 1155 1.69% 12.33

21/01/2017 36885 36470 416 1121 1.13% 14.10

22/01/2017 37904 37480 424 1116 1.12% 14.10

23/01/2017 37697 37180 517 1120 1.37% 14.10

PROMEDIO 36279 35943 337 1074 0.92% 14



152

153

Febrero - 2017

Producción acumulada en CPT- Febrero 2017


02/02/2017 44606 43639 967 1207 2.17% 14.11

03/02/2017 44793 43829 964 1322 2.15% 14.12

04/02/2017 45432 44414 1018 1323 2.24% 14.13

05/02/2017 46226 45169 1057 1323 2.29% 14.13

06/02/2017 45318 44267 1051 1319 2.32% 14.14

07/02/2017 45686 44632 1054 1319 2.31% 14.14

08/02/2017 46131 45065 1066 1324 2.31% 14.14

10/02/2017 46667 45570 1097 1357 2.35% 14.15

11/02/2017 46874 45610 1264 1344 3.43% 14.14

13/02/2017 47921 46200 1721 1358 3.59% 14.14

14/02/2017 48429 46615 1814 1364 3.75% 14.14

15/02/2017 48875 47060 1815 1360 3.71% 14.14

16/02/2017 48910 47065 1845 1335 3.77% 14.14

17/02/2017 49104 47078 2026 1392 4.12% 14.14

18/02/2017 49262 47090 2172 1392 4.41% 14.14

19/02/2017 49568 47470 2098 1450 4.23% 14.12

20/02/2017 49970 47700 2270 1476 4.54% 14.11

21/02/2017 50572 47903 2668 1472 5.28% 14.12

22/02/2017 50511 47760 2751 1485 5.45% 14.12

23/02/2017 51238 48091 3147 1487 6.14% 14.12

24/02/2017 52027 48095 3932 1487 7.56% 14.12

PROMEDIO 48006 46206 1800 1376 3.72% 14.13

Fuente: Petroamazonas EP, 2017 Realizado por: Marlon López G

153

154

Marzo - 2017

Producción acumulada en CPT-Marzo 2017


02/03/2017 50446 48137 2309 1493 4.58% 14.14 03/03/2017 51679 49430 2249 1493 4.35% 14.12 04/03/2017 51895 49660 2235 1484 4.31% 14.12 05/03/2017 52179 49700 2479 1523 4.75% 14.12 06/03/2017 52554 49990 2564 1523 4.88% 14.12 07/03/2017 52278 49100 3178 1507 6.08% 14.12 09/03/2017 53316 49700 3616 1466 6.78% 14.12 10/03/2017 53188 49450 3738 1468 7.03% 14.12 11/03/2017 53198 49430 3768 1473 7.08% 14.11 12/03/2017 54065 49660 4405 1476 8.15% 14.11 13/03/2017 54472 49630 4842 1482 8.89% 14.11 14/03/2017 54531 49740 4791 1495 8.79% 14.12 15/03/2017 54868 49940 4928 1511 8.98% 14.12 16/03/2017 54894 49420 5474 1481 9.97% 14.12 17/03/2017 54766 48870 5896 1508 10.77% 14.12 18/03/2017 51909 46025 5884 1514 11.34% 14.12 19/03/2017 57249 50335 6914 1518 12.08% 14.12 20/03/2017 57112 50210 6902 1513 12.09% 14.12 21/03/2017 56905 48595 8310 1536 14.60% 14.12 22/03/2017 56223 47420 8802 1536 15.66% 14.12 23/03/2017 57640 48685 8955 1536 15.54% 18.22 24/03/2017 57591 48410 9181 1521 15.94% 18.26 PROMEDIO 55126 49208 5917 1510 10.51% 14.44


154

155

Abril - 2017

Producción acumulada en CPT-Abril 2017


02/04/2017 62870 51525 13370 1570 18.05% 14.14

03/04/2017 61580 50125 11455 1570 18.60% 14.14

04/04/2017 61757 50140 11617 1570 18.81% 14.14

05/04/2017 61728 50140 11588 1567 18.77% 14.13

06/04/2017 61564 49869 11695 1566 19.00% 14.14

07/04/2017 61507 49350 12157 1572 19.77% 14.15

08/04/2017 61538 48800 12738 1403 20.70% 14.14

09/04/2017 62217 49910 12307 1405 19.78% 14.14

12/04/2017 62477 49900 12577 1405 20.13% 14.13

13/04/2017 62376 49590 12786 1412 20.50% 14.13

14/04/2017 62214 49300 12914 1410 20.76% 14.13

18/04/2017 60764 47200 13564 1423 22.32% 14.11

23/04/2017 65828 50600 15228 1463 23.13% 14.14

27/04/2017 62622 46650 15972 1400 25.71% 14.13

28/04/2017 62986 46780 16206 1400 25.73% 14.13

29/04/2017 63770 47400 16370 1400 25.67% 14.13

30/04/2017 63948 47550 16398 1400 25.64% 14.13

PROMEDIO 62456 49108 13467 1467 21.36% 14.13


155

156

ANEXO B. Historial de producción en ECB

Enero – 2017

Producción acumulada en ECB-Enero 2017

ECB

FECHA CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD BSW (%) ΔQ LINEA (BFPD)

31/11/2016 34863 34765.37 97.45 0.28% 3823

02/01/2017 30121 30011.66 108.94 0.36% 3377

04/01/2017 30152 30057.38 94.88 0.31% 3254

05/01/2017 30174 30063.61 109.90 0.36% 3246

06/01/2017 30468 30245.04 223.38 0.73% 3216

08/01/2017 31690 31303.42 386.48 1.22% 3758

09/01/2017 31880 31503.89 376.54 1.18% 3670

10/01/2017 32221 31810.56 410.18 1.27% 3437

11/01/2017 34076 33663.25 413.03 1.21% 3577

12/01/2017 34434 34016.46 417.54 1.21% 3635

13/01/2017 34479 34004.78 473.77 1.37% 3592

14/01/2017 34500 34030.80 469.13 1.36% 3602

15/01/2017 34445 33961.52 483.83 1.40% 3584

16/01/2017 32563 32020.30 542.54 1.67% 3308

18/01/2017 32131 31509.34 622.08 1.94% 3265

21/01/2017 33503 33031.00 471.82 1.41% 3382

22/01/2017 34484 34003.50 481.23 1.40% 3420

23/01/2017 34313 33720.99 593.76 1.73% 3384

PROMEDIO 32805 32429 376 1.13% 3474


156

157

Febrero - 2017

Producción acumulada en ECB - Febrero 2017

ECB

FECHA CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD BSW (%) ΔQ LINEA (BFPD)

02/02/2017 40129 39012.3 1117.1 2.78% 4477

03/02/2017 40206 39095.1 1110.5 2.76% 4587

04/02/2017 40456 39279.0 1177.0 2.91% 4976

05/02/2017 41073 39828.0 1245.0 3.03% 5153

06/02/2017 40638 39419.0 1219.0 3.00% 4680

07/02/2017 40965 39745.0 1221.0 2.98% 4721

08/02/2017 41341 40141.0 1200.0 2.90% 4790

10/02/2017 41806 40564.0 1242.0 2.97% 4861

11/02/2017 42077 40632.0 1445.0 3.43% 4797

13/02/2017 43406 41467.0 1969.0 4.54% 4515

14/02/2017 43679 41613.0 2066.0 3.75% 4750

15/02/2017 44126 42011.0 2114.0 4.79% 4749

16/02/2017 44086 42002.0 2084.0 4.70% 4824

17/02/2017 44328 42004.0 2324.0 4.70% 4776

18/02/2017 44506 42011.0 2495.0 4.70% 4756

19/02/2017 44727 42300.0 2427.0 4.70% 4841

20/02/2017 45161 42522.0 2638.0 5.84% 4809

21/02/2017 45871 42831.0 3040.0 6.63% 4701

22/02/2017 45811 42707.0 3104.0 6.78% 4700

23/02/2017 46641 43003.0 3638.0 7.80% 4597

24/02/2017 47544 43008.0 4536.0 9.54% 4483

PROMEDIO 43266 41200 2067 4.53% 4740


157

158

Marzo - 2017

Producción acumulada en ECB-Marzo 2017

ECB FECHA CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD BSW (%) ΔQ LINEA (BFPD)

02/03/2017 45832 42991.0 2840.0 6.20% 4614 03/03/2017 46766 44085.0 2681.0 5.73% 4913 04/03/2017 46799 44169.0 2630.0 5.62% 5096 05/03/2017 47021 44119.0 2900.0 6.17% 5158 06/03/2017 47201 44277.0 2924.0 6.19% 5353 07/03/2017 47533 44000.0 3533.0 7.43% 4745 09/03/2017 48263 44217.0 4046.0 8.38% 5053 10/03/2017 48146 44005.0 4142.0 8.60% 5042 11/03/2017 48184 44006.0 4177.0 8.67% 5014 12/03/2017 49047 44204.0 4843.0 9.87% 5018 13/03/2017 49611 44199.0 5411.0 10.91% 4861 14/03/2017 49574 44302.0 5273.0 10.64% 4957 15/03/2017 49886 44507.0 5379.0 10.78% 4982 16/03/2017 50151 44028.0 6123.0 12.21% 4743 17/03/2017 50193 43538.0 6655.0 13.26% 4573 18/03/2017 47476 41002.0 6473.0 13.63% 4433 19/03/2017 52772 44800.0 7972.0 15.11% 4477 20/03/2017 52585 44705.0 7879.0 14.98% 4527 21/03/2017 52696 43338.0 9358.0 17.76% 4209 22/03/2017 52244 42332.0 9912.0 18.97% 3979 23/03/2017 53483 43364.0 10119.0 18.92% 4157 24/03/2017 53555 43136.0 10419.0 19.45% 4036 28/03/2017 57676 45016.0 12661.0 21.95% 3759 PROMEDIO 50565 43812.6 6282.2 13.00% 4560.4


158

159

Abril – 2017

Producción acumulada en ECB- Abril 2017

ECB FECHA CAUDAL (BFPD) BPPD BAPD BSW (%) ΔQ LINEA (BFPD)

02/04/2017 58387 45016.0 13370.0 22.90% 4483

03/04/2017 57478 44026.0 13452.0 23.40% 4102

04/04/2017 57620 44030.0 13590.0 23.58% 4137

05/04/2017 57660 44042.0 13618.0 23.62% 4068

06/04/2017 57437 43808.0 13628.0 23.73% 4127

07/04/2017 57645 43329.0 14315.0 24.83% 3862

08/04/2017 58046 43023.0 15022.0 25.88% 3492

09/04/2017 58590 44104.0 14486.0 24.72% 3627

12/04/2017 58596 44005.0 14591.0 24.90% 3881

13/04/2017 58806 43666.0 15139.0 25.74% 3570

14/04/2017 58660 43004.0 15656.0 26.69% 3554

18/04/2017 56741 41095.0 15645.0 27.57% 4023

23/04/2017 62010 44036.0 17974.0 28.99% 3818

27/04/2017 59303 40642.0 18661.0 31.47% 3319

28/04/2017 59570 40703.0 18866.0 31.67% 3416

29/04/2017 60444 41256.0 19188.0 31.67% 3326

30/04/2017 60612 41387 19224 31.72% 3336

PROMEDIO 58683 43010.1 15672.1 26.65% 3773.0


159

160

ANEXO C. Cotas y elevaciones de la tubería en el trayecto CPT – EC

Análisis hasta 10 km

Cotas y elevaciones del ducto a ECB - 10 km

# Longitud del ducto (m) ΔH(m) Cambio de elevación(m) Zona

1 5591.059 183.792 1.488

PANTANO

2 5627.511 182.027 -1.765

3 5833.107 180.534 -1.493

4 5885.483 181.078 0.544

5 6029.658 183.376 2.298

SUPERFICIE

6 6063.797 182.292 -1.084

7 6314.398 184.465 2.173

8 6367.477 182.556 -1.909

9 6436.567 185.822 3.266

10 6513.163 183.929 -1.893

11 6642.466 185.725 1.796

12 6824.705 186.423 0.698

13 7151.884 185.061 -1.362

14 7453.402 186.572 1.511

15 7491.935 183.969 -2.603

INUNDABLE

16 7654.501 185.333 1.364

17 7744.67 186.014 0.681

18 8109.704 184.834 -1.18

19 8124.013 183.8 -1.034

20 8139.601 184.84 1.04

21 8180.749 184.231 -0.609

22 8222.164 182.053 -2.178

23 8310.401 182.053 0

24 8352.07 183.434 1.381

25 8500.112 182.204 -1.23

26 8549.289 182.204 0

27 8561.824 181.3 -0.904

28 8573.824 181.3 0

29 8604.724 183.116 1.816

160

161

30 8753.194 185.642 2.526

ENTERRADO

31 8780.2 184.582 -1.06

32 9244.678 186.12 1.538

33 9271.873 184.627 -1.493

34 9437.461 186.255 1.628

35 9579.803 184.048 -2.207

36 9905.242 186.442 2.394

37 10098.429 184.427 -2.015



Cotas y elevaciones del ducto a ECB-20 km

# Longitud del ducto (m) ΔH(m) Cambio de elevación(m) Zona

1 10113.573 185.699 1.272

ENTERRADO

2 10218.556 182.447 -3.252

3 10255.544 184.71 2.263

4 10398.575 182.298 -2.412

5 10469.133 183.68 1.382

6 10542.658 182.8 -0.88

7 10593.892 184.144 1.344

8 10615.929 182.585 -1.559

9 10658.331 183.486 0.901

10 10742.85 181.598 -1.888

11 11190.176 186.599 5.001

12 11229.855 180.608 -5.991

INUNDABLE

13 11241.855 180.608 0

14 11256.946 181.208 0.6

15 11626.772 181.023 -0.185

16 11635.26 179.995 -1.028

17 11650.6 179.995 0

18 11667.334 180.938 0.943

19 11866.907 181.421 0.483

161

162

20 11960.424 185.918 4.497

21 12012.864 184.431 -1.487

ENTERRADO

22 12069.515 185.8 1.369

23 12126.67 182.202 -3.598

24 12181.548 184.3 2.098

25 12237.04 182.022 -2.278

26 12267.534 182.555 0.533

27 12368.299 181.3 -1.255

28 12521.716 184.335 3.035

29 12592.003 181.679 -2.656

30 12829.664 184.271 2.592

31 12926.139 183.53 -0.741

32 12973.091 182.121 -1.409

33 13033.201 185.305 3.184

34 13108.017 181.996 -3.309

35 13196.992 184.449 2.453

36 13237.348 183.106 -1.343

37 13391.358 184.485 1.379

38 13421.271 183.136 -1.349

39 13559.806 185.689 2.553

40 13732.569 185.455 -0.234

41 13920.86 184.981 -0.474

42 14006.328 182.344 -2.637

ENTERRADO

43 14239.269 186.327 3.983

44 14325.135 185.966 -0.361

45 14656.107 186.05 0.084

46 15851.541 187.102 1.052

47 16200.723 189.202 2.1

48 16381.588 187.443 -1.759

49 17100.116 189.717 2.274

50 17222.71 187.107 -2.61

51 17720 188.883 1.776

52 17799.6 187.28 -1.603

53 18119.905 189.843 2.563

162

163

54 18150.045 188.31 -1.533

INUNDABLE

55 18240.07 188.695 0.385

56 18375.824 189.848 1.153

57 18430.114 188.965 -0.883

58 18721.102 189.847 0.882

59 19051.235 188.696 -1.151

60 19141.926 188.835 0.139

61 19297.759 188.865 0.03

62 19328.352 187.062 -1.803

63 19459.142 188.855 1.793

64 19609.356 188.607 -0.248



Cotas y elevaciones del ducto a ECB - 30 km

# Longitud del ducto (m) ΔH(m) Cambio de elevación (m) Zona

1 19740.163 188.1 -0.507

INUNDABLE

2 19981.95 189.48 1.38

3 20571.056 189.018 -0.462

4 20736.937 189.676 0.658

5 20751.596 188.892 -0.784

6 20876.299 190.721 1.829

7 20977.388 190.856 0.135

8 21053.126 189.549 -1.307

9 21256.109 191.774 2.225

10 21416.167 189.163 -2.611

11 21619.971 188.512 -0.651

ENTERRADO

12 21699.454 191.151 2.639

13 22137.313 190.619 -0.532

14 22669.742 190.619 0

15 22795.652 191.289 0.67

16 22957.872 191.205 -0.084

17 23241.717 188.681 -2.524

18 23507.385 191.035 2.354

163

164

19 23597.793 190.022 -1.013

20 23805.925 190.703 0.681

21 23837.415 189.776 -0.927

22 23940.832 191.208 1.432

23 24185.838 189.612 -1.596

24 24204.448 190.758 1.146

25 24289.591 189.067 -1.691

PANTANO

26 24308.494 186.941 -2.126

27 24387.31 186.941 0

28 24432.922 190.395 3.454

29 24497.825 190.831 0.436

30 24701.105 189.935 -0.896

31 24760.052 187.838 -2.097

32 24801.292 188.125 0.287

33 24872.892 190.362 2.237

34 24948.968 186.868 -3.494

35 25034.319 186.446 -0.422

36 25099.619 190.655 4.209

37 25136.583 189.956 -0.699

38 25197.659 185.628 -4.328

39 25305.714 188.446 2.818

40 25336.798 188.446 0

41 25368.074 186.343 -2.103

42 25389.497 186.343 0

43 25414.722 189.279 2.936

44 25628.953 189.977 0.698

45 25661.34 187.5 -2.477

46 25690.906 187.5 0

47 25734.478 190.942 3.442

ENTERRADO

48 25816.719 190.942 0

49 25858.218 188.995 -1.947

50 26210.911 193.761 4.766

51 26233.453 193.761 0

52 26286.566 189.985 -3.776

53 26314.127 189.985 0

INUNDABLE 54 26460.231 189.985 0

55 26490.982 189.042 -0.943

56 26729.518 189.59 0.548

164

165

57 26910.546 190.667 1.077

ENTERRADO

58 26956.815 193.804 3.137

59 27235.788 191.979 -1.825

60 27317.122 191.979 0

61 27343.242 190.349 -1.63

62 28415.366 194.189 3.84

63 28602.07 190.838 -3.351

64 28757.583 193.08 2.242

65 28780.846 191.648 -1.432

66 28806.384 193.396 1.748

67 28900.77 193.396 0

68 28955.64 190.21 -3.186



Cotas y elevaciones del ducto a ECB -40 km


1 29107.571 193.718 3.508

ENTERRADO

2 29240.42 193.319 -0.399

3 29322.893 189.204 -4.115

4 29394.995 193.317 4.113

5 29510.54 193.317 0

6 29575.647 190.911 -2.406

7 29623.398 192.607 1.696

8 29669.828 191.004 -1.603

9 29739.33 193.101 2.097

10 29816.359 191.802 -1.299

11 29826.211 193.507 1.705

12 29882.481 194.304 0.797

13 30122.79 193.229 -1.075

14 30293.811 194.301 1.072

15 30334.818 193.404 -0.897

16 30372.557 194.559 1.155

165

166

17 30552.67 191.016 -3.543

18 30647.054 194.222 3.206

19 30746.655 193.123 -1.099

20 30808.642 189.803 -3.32

21 30818.642 189.803 0

22 30834.193 193.726 3.923

23 30898.905 194.929 1.203

24 31168.141 194.63 -0.299

ENTERRADO

25 31247.279 193.365 -1.265

26 31279.588 194.939 1.574

27 31443.868 194.739 -0.2

28 31652.572 192.232 -2.507

29 31667.024 193.333 1.101

30 31700.425 192.333 -1

31 31923.187 194.491 2.158

32 32058.859 194.941 0.45

33 32079.772 192.224 -2.717

34 32123.305 193.731 1.507

35 32145.684 192.295 -1.436

36 32157.646 192.295 0

37 32168.696 193.121 0.826

38 32231.513 193.218 0.097

39 32257.096 191.125 -2.093

40 32301.615 193.825 2.7

41 32364.533 193.515 -0.31

42 32391.092 191.413 -2.102

43 32417.251 193.114 1.701

44 32438.635 191.818 -1.296

45 32587.893 195.221 3.403

46 32739.706 194.895 -0.326

47 32764.6 193.366 -1.529

48 32784.561 195.031 1.665

49 32886.9 195.031 0

50 32915.71 193.875 -1.156

166

167

51 32923.375 192.3 -1.575

52 32974.624 192.3 0

53 33086.966 194.3 2

ENTERRADO

54 33160 194.3 0

55 33209.708 191.3 -3

56 33244.631 191.3 0

57 33261.203 195.001 3.701

58 33278.367 195.672 0.671

59 33384.09 194.124 -1.548

60 33408.974 194.866 0.742

61 33487.429 193.152 -1.714

62 33541.675 194.571 1.419

63 33564.062 192.931 -1.64

64 33659.943 194.796 1.865

65 33684.672 193.384 -1.412

66 33721.246 195.544 2.16

67 38009.16 193.265 0

ENTERRADO

68 38186.986 197.315 4.05

69 38309.02 197.305 -0.01

70 38416.845 196.183 -1.122

71 38436.173 194.792 -1.391

72 38492.836 196.429 1.637

73 38554.808 190.538 -5.891

74 38571.669 190.538 0

75 38597.856 194.531 3.993

76 38609.532 194.531 0

77 38654.968 187.814 -6.717

78 38719.137 186.793 -1.021

79 38750.026 189.317 2.524

80 38834.479 189.158 -0.159

81 38847.759 190.318 1.16

82 38920.871 190.295 -0.023


167

168


Cotas y elevaciones del ducto a ECB-50 km


1 39299.267 190.419 0.124

ENTERRADO

2 39349.515 188.3 -2.119

3 39381.515 188.3 0

4 39400.927 189.397 1.097

5 39427.596 189.397 0

6 39453.557 187.715 -1.682

7 39612.204 195.772 8.057

8 39632.064 194.865 -0.907

9 39748.92 195.77 0.905

10 39766.773 194.475 -1.295

11 39788.969 194.475 0

12 39817.6 191.8 -2.675

13 39836.955 191.8 0

14 39842.577 193.438 1.638

15 39854.269 193.438 0

16 39868.304 191.801 -1.637

17 39889.214 191.801 0

18 39897.033 193.358 1.557

19 39930.311 194.64 1.282

20 39939.581 194.025 -0.615

21 39963.974 194.025 0

22 39990.197 196.076 2.051

23 41063.866 190.482 1.703

ENTERRADO

24 41087.838 192.44 1.958

25 41131.813 192.44 0

26 41160.429 195.718 3.278

27 41266.073 196.511 0.793

28 41301.339 190.922 -5.589

29 41334.595 195.986 5.064

30 41363.157 195.72 -0.266

31 41384.422 196.245 0.525

32 41424.328 194.671 -1.574

168

169

33 41448.86 196.354 1.683

34 41521.607 195.531 -0.823

35 41558.763 196.111 0.58

36 41586.214 193.978 -2.133

37 41624.916 193.978 0

38 41646.499 195.813 1.835

39 41684.446 195.202 -0.611

40 41693.427 193.479 -1.723

41 41711.095 195.336 1.857

42 41736.219 191.094 -4.242

43 41779.597 191.927 0.833

44 41808.916 196.382 4.455

45 41840.228 196.382 0

46 41863.823 193.985 -2.397

47 41885.863 197.286 3.301

48 41922.609 197.276 -0.01

49 41973.716 196.106 -1.17

50 41989.416 196.66 0.554

51 43153.766 199.215 5.183

INUNDABLE

52 43451.721 199.215 0

53 43490.27 198.583 -0.632

54 43525.198 199.475 0.892

55 43735.691 196.781 -2.694

56 43773.547 198.502 1.721

57 43816.49 198.502 0

58 43839.47 196.924 -1.578

59 43859.5 198.785 1.861

60 43895.981 198.785 0

61 43920.397 194.482 -4.303

62 43981.754 194.482 0

63 43997.004 198.359 3.877

64 45119.037 199.518 2.447

INUNDABLE

65 45196.02 198.514 -1.004

66 45213.111 196.65 -1.864

67 45228.126 198.218 1.568

68 45252.686 196.353 -1.865

69 45265.181 198.218 1.865

70 45730.28 198.647 0.429

169

170

71 45765.663 196.5 -2.147

72 45783.042 198.938 2.438

73 45861.663 198.79 -0.148

74 45883.638 196.925 -1.865

75 45897.282 196.925 0

76 45907.377 198.213 1.288

77 45938.134 197.353 -0.86

78 45959.247 198.787 1.434

79 47524.105 199.805 0.863

INUNDABLE

80 47573.512 201.227 1.422

81 47779.681 201.227 0

82 47987.424 200.524 -0.703

83 48029.756 201.24 0.716

84 48689.877 200.522 -0.718

85 49176.584 201.531 1.009

86 49192.435 200 -1.531

87 49208.812 200 0

88 49219.353 201.3 1.3

89 49427.24 201.3 0

90 49434.95 200.35 -0.95

91 49496.65 200.35 0

92 49510 204.709 4.359


170

171

ANEXO D. Sistema de calentamiento en CPT


171

172

ANEXO E. Overview de las bombas de transferencia en CPT


172

173

ANEXO F. Overview de las bombas de transferencia general electric


173

174

ANEXO G. Overview de las bombas booster


174

175

ANEXO H .Overview del intercambiador de calor


175

176

ANEXO I. Overview del lanzador


176

177

ANEXO J. Overview de los mezcladores estáticos


177

178

ANEXO K.Overview del separador V-40170


178

179

ANEXO L. Overview del separador V-511140


179

180

ANEXO M. Overview del sistema de calentamiento


180

181

ANEXO N. Overview del Thermal Oxidizer


181

182

ANEXO O. Central de Procesos Tiputini

ANEXO P.Sistema de calentamiento en CPT

ANEXO Q. Separadores de producción en CPT

183

ANEXO R.Sistema de Bombas Booster

ANEXO S. Pozos en Tiputini C

ANEXO T. Thermal Oxidizer

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