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i
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
PORTADA
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA UTILIZACIÓN DEL GAS ASOCIADO
QUE SE PRODUCE EN TRES PLATAFORMAS DEL CAMPO SACHA PARA
GENERACIÓN ELÉCTRICA
Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación,
para optar el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTORA:
Leiva Álvarez Lucía Gabriela
FEBRERO - 2018
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
Con la devoción y gratitud infinita de una persona de bien, dedico esta tesis a nuestro
Divino Creador, Dios de todo el universo.
A mi hijo Adrián Boada Leiva quien desde su existencia en mi vientre, hasta el final de
esta significativa etapa académica de mi vida, ha constituido el eje motor de la motivación
requerida para alcanzar paso a paso mis metas y al final de esta parte del camino, juntos nos
proyectamos a un futuro con mayor fortaleza que sólo la mía, hasta los designios de Dios,
pero indiscutiblemente perenne al recuerdo de estos momentos y el infinito amor a mi hijo.
A mis amados padres que son el pilar inicial y fundamental, que me han permitido avanzar
sin desmayar para seguir adelante, sus formas actitudinales de excelencia y su ejemplo
permitieron valorar entrañablemente principios y valores para alcanzar mis sueños.
A mi esposo Johnny Boada Mejía por ser la persona que cambió mi vida, al enseñarme a
verla desde otra perspectiva, constituyéndose en el apoyo de todo momento.
A mis hermanos quienes estuvieron siempre al pendiente de la trayectoria de mi
formación académica universitaria.
iii
AGRADECIMIENTO
Agradezco a nuestro Divino Creador por darme la fortaleza para culminar mis estudios
que con esfuerzo y empeño he logrado.
A mis padres que han sido mi apoyo constante e incondicional, sin importar la hora o el
lugar; su nobleza y entereza de la que siempre fui beneficiada por el esfuerzo económico y
motivacional brindado en todo momento, especialmente en este lapso de vida.
A mis hermanos que siempre motivaron mis esfuerzos, cuando más hacían falta, su apoyo
moral siempre estará presente.
A mi director de tesis el Ing. Marco Antonio Guerra Badillo, maestro que con sus
conocimientos y asesoramiento hizo posible mi capacidad para culminar con satisfacción los
estudios de la presente tesis.
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PORTADA ......................................................................................................................... i
DEDICATORIA ............................................................................................................... ii
AGRADECIMIENTO ..................................................................................................... iii
DERECHOS DE AUTOR ............................................................................................... iv
APROBACIÓN DEL TUTOR ......................................................................................... v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ...................................................................... vi
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
............................................................................................................................................. vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS ......................................................................................... viii
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................... xii
ÍNDICE DE ECUACIONES ......................................................................................... xvi
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. xvii
ABREVIATURAS ....................................................................................................... xviii
RESUMEN ..................................................................................................................... xx
ABSTRACT ................................................................................................................... xxi
CAPÍTULO I .................................................................................................................. 1
1. GENERALIDADES ..................................................................................................... 1
1.1. Planteamiento del Problema .............................................................................. 1
1.2. Justificación ....................................................................................................... 1
1.3. Objetivos ............................................................................................................ 2
ix
1.3.1. Objetivo General........................................................................................ 2
1.3.2. Objetivos Específicos ................................................................................ 2
1.4. Marco Institucional ............................................................................................ 2
1.5. Marco Ético ....................................................................................................... 3
1.6. Marco Legal ....................................................................................................... 3
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 4
2. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 4
2.1. Antecedentes del campo Sacha.......................................................................... 4
2.1.1. Historia del campo ..................................................................................... 4
2.1.2. Fundamentación teórica ............................................................................. 6
2.1.2.1. Descripción petrofísica y de los fluidos ................................................ 6
2.1.2.2. Reservas ................................................................................................. 7
2.1.2.3. Mecanismo de producción ..................................................................... 9
2.1.2.4. Propiedades de los fluidos del yacimiento ............................................ 9
2.1.3. Métodos para determinar las reservas ..................................................... 11
2.1.3.1. Método Volumétrico ........................................................................... 11
2.1.3.2. Curvas de Declinación ......................................................................... 11
2.1.3.3. Declinación exponencial...................................................................... 12
2.1.3.4. Declinación Hiperbólica ...................................................................... 17
2.1.3.5. Declinación Armónica ......................................................................... 17
2.1.4. Composición y características del gas Natural ........................................ 19
2.1.5. Generación de Energía Eléctrica ............................................................. 28
2.1.6. Tecnologías para generación eléctrica con gas combustible ................... 29
2.1.6.1. Motores a gas ....................................................................................... 29
2.1.6.2. Microturbinas ...................................................................................... 32
2.1.7. Tratamiento de gas asociado para ser usado como combustible ............. 33
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 50
x
3.1. Tipo de Estudio ................................................................................................ 50
3.2. Universo .......................................................................................................... 50
3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos................................................... 50
3.4. Procesamiento y Análisis de la información ................................................... 50
3.5. Presentación de resultados ............................................................................... 51
3.6. Aspectos administrativos ................................................................................. 51
CAPÍTULO IV ............................................................................................................... 52
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS .......................................... 52
4.1. Ubicación del área de estudio .......................................................................... 52
4.2. Geología del campo Sacha .............................................................................. 53
4.3. Descripción litológica que resume a los yacimientos que tiene el campo
Sacha .............................................................................................................. 55
4.3.1. Datos PVT ............................................................................................... 58
4.3.2. Datos petrofísicos .................................................................................... 58
4.3.3. Producción de petroleó y gas de los PAD 420, 470 y 480 ...................... 59
4.3.4. Composición del gas asociado ................................................................. 66
4.3.5. Sistema de generación eléctrica que se requiere en los PAD 420, 470 y
480 ........................................................................................................... 72
4.4. Selección del equipo de generación eléctrica .................................................. 76
4.5. Proyección de la demanda de energía eléctrica a futuro de los PAD´S del
campo Sacha. .................................................................................................. 76
4.6. Selección del sistema de generación eléctrica que remplace al actual en los
PAD´S del campo Sacha. ............................................................................... 77
4.7. Diseño de compresores para el gas de las plataformasPAD 420, 470 y 480 del
campo Sacha. .................................................................................................. 80
4.8. Diseño de planta de tratamiento de gas. .......................................................... 86
4.9. Obtención de condensados del gas natural ...................................................... 88
CAPÍTULO V ................................................................................................................. 97
xi
5. ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................................... 97
5.1. Flujo neto de caja ............................................................................................. 97
5.2. Valor presente neto (VPN) .............................................................................. 97
5.3. Tasa interna de retorno (TIR) .......................................................................... 98
5.4. Costo / Beneficio ............................................................................................. 98
5.4.1. Resumen del análisis económico de acuerdo a cada tecnología .............. 98
5.4.1.1. Análisis económico de la opción 1 (Motores a gas). ........................... 98
5.4.1.2. Análisis económico de la Opción 2 (Microturbinas) ........................... 99
5.4.2. Determinación de la tecnología más rentable para los PAD´S del campo
Sacha. ...................................................................................................... 99
CAPÍTULO VI ............................................................................................................. 102
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 102
6.1. Conclusiones .................................................................................................. 102
6.2. Recomendaciones .......................................................................................... 102
CAPÍTULO VII ............................................................................................................ 103
REFERENCIAS ............................................................................................................ 103
ANEXOS ...................................................................................................................... 107
xii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Reservas de petróleo del campo Sacha .................................................................... 8
Tabla 2. Producción acumulada del campo Sacha ............................................................... 8
Tabla 3. Clasificación del petróleo según la Gravedad API .................................................. 9
Tabla 4. Composición del Gas Natural ................................................................................ 21
Tabla 5. Composición del Gas Natural ................................................................................ 23
Tabla 6. Propiedades físico químicas del Gas Natural ........................................................ 24
Tabla 7. Aprovechamiento Energético de las Máquinas ..................................................... 28
Tabla 8. Composición del gas asociado requerido por los motores a gas ........................... 30
Tabla 9. Especificación del gas que requieren los motores ................................................. 31
Tabla 10. Compuestos Glicoles ........................................................................................... 37
Tabla 11.Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías para el endulzamiento del gas
..................................................................................................................................... 49
Tabla 12. Yacimientos del campo Sacha Litología ............................................................. 55
Tabla 13. Producción de las plataformas del campo Sacha ................................................. 57
Tabla 14. Datos PVT de las formaciones del campo Sacha ............................................... 58
Tabla 15. Parámetros petrofísicos de las formaciones del campo Sacha ........................... 58
Tabla 16. Producción de petróleo, agua y Gas de la plataforma 420 .................................. 60
Tabla 17. Producción de petróleo, gas y agua de la plataforma 470 ................................... 61
Tabla 18. Producción de gas de la plataforma 480 .............................................................. 62
Tabla 19. Propiedades físico químicas del PAD 420 del campo Sacha .............................. 67
Tabla 20. Propiedades físico químicas del PAD 470 del campo Sacha .............................. 69
Tabla 21. Propiedades físico químicas del PAD 480 del campo Sacha .............................. 71
Tabla 22. Generadores de los PAD’S del campo Sacha ...................................................... 73
Tabla 23. Potencia de energía de las plataformas ................................................................ 75
xiii
Tabla 24. Consumo de diésel en los generados instalados en los PAD´S del campo Sacha75
Tabla 25. Producción y potencia requerida actualmente ..................................................... 76
Tabla 26. Factor de potencia útil ......................................................................................... 77
Tabla 27. Relaciones de calores específicos del gas .......................................................... 81
Tabla 28. Relaciones de calores específicos (Plataforma 420) .......................................... 81
Tabla 29. Diseño de compresores para las plataformas 420, 270 y 480.............................. 85
Tabla 30. Estimación de recuperación de hidrocarburos líquidos presentes en el gas natural
..................................................................................................................................... 92
Tabla 31. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 420 ..................... 94
Tabla 32. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 470 ..................... 95
Tabla 33. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 480 ..................... 96
Tabla 34. Comparación económica del PAD 420 ............................................................. 100
Tabla 35. Comparación económica del PAD 470 ............................................................. 100
Tabla 36. Comparación económica del PAD 480 ............................................................ 101
xiv
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1: Esquema de Recursos y reservas ..................................................................... 7
Ilustración 2. Curva de producción de petróleo contra el tiempo ........................................ 12
Ilustración 3. Gráfica típica de la Producción de Petróleo contra el tiempo ....................... 13
Ilustración 4. Gráfica típica de la Producción de petróleo contra la Producción Acumulada.
..................................................................................................................................... 14
Ilustración 5. Gráfica típica del logaritmo natural de la tasa de producción de petróleo
contra el tiempo. .......................................................................................................... 15
Ilustración 6. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de la tasa de producción contra el
tiempo. ......................................................................................................................... 17
Ilustración 7. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de la tasa de producción contra la
producción acumulativa. .............................................................................................. 18
Ilustración 8. Gráfica típica hiperbólica y exponencial del logaritmo natural de la tasa de
producción contra el tiempo. ....................................................................................... 18
Ilustración 9. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de logaritmo natural de la tasa de
producción contra la producción acumulativa. ............................................................ 19
Ilustración 10. Representación del Gas Natural como fuente de Energía. .......................... 22
Ilustración 11. Características de las microturbinas ............................................................ 32
Ilustración 12. Planta se Deshidratación con Glicol. ........................................................... 39
Ilustración 13. Diagrama de flujo de un proceso de endulzamiento con aminas ................ 40
Ilustración 14. Planta de endulzamiento con amina DEA ................................................... 44
Ilustración 15. Planta de endulzamiento del gas natural. .................................................... 45
Ilustración 16. Diagrama de endulzamiento SULFINOL. .................................................. 46
Ilustración 17. Esquema de un proceso de conversión directa a sulfuros. .......................... 47
Ilustración 18. Esquema de Proceso de Membrana de una etapa ....................................... 48
xv
Ilustración 19. Mapa de la ubicación del campo Sacha. ...................................................... 52
Ilustración 20. Delimitación del campo Sacha. ................................................................... 53
Ilustración 21. Estaciones de producción del campo Sacha. .............................................. 56
Ilustración 22. Ubicación de los pozos del campo Sacha ................................................... 57
Ilustración 23. Perfil de producción de petróleo, agua y gas ............................................... 60
Ilustración 24. Perfil de producción de petróleo, agua y gas ............................................... 62
Ilustración 25. Perfil de producción de petróleo, agua y gas. .............................................. 63
Ilustración 26. Perfil de producción del PAD 420............................................................... 64
Ilustración 27. Perfil de producción del PAD470............................................................... 65
Ilustración 28. Perfil de Producción del Pad 480 ............................................................... 65
Ilustración 29. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 420 .......................... 73
Ilustración 30. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 470 .......................... 74
Ilustración 31. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 480 ......................... 74
Ilustración 32. Planta de tratamiento de gas. ...................................................................... 86
Ilustración 33. Diagrama de planta de tratamiento de gas en simulador HYSYS .............. 87
Ilustración 34. Layout de planta de tratamiento de gas ....................................................... 88
Ilustración 35. Principio de coalescencia. ........................................................................... 89
xvi
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación (1) Gravedad API ................................................................................................. 10
Ecuación (2) Ecuación lineal ............................................................................................... 13
Ecuación (3) Declinación anual continua ............................................................................ 14
Ecuación (4) Ritmo de declinación ..................................................................................... 15
Ecuación (5) Vida económica.............................................................................................. 16
Ecuación (6) Vida futura del proyecto ................................................................................ 16
Ecuación (7) Declinación Armónica ................................................................................... 17
Ecuación (8) Gas ideal ......................................................................................................... 25
Ecuación (9) Gas Real ......................................................................................................... 26
Ecuación (10) Factor Útil .................................................................................................... 77
Ecuación (11) Relación de compresión ............................................................................... 80
Ecuación (12) Relación de calores Específicos ................................................................... 82
Ecuación (13) Temperatura de descarga ............................................................................. 83
Ecuación (14) Factor de compresibilidad ............................................................................ 83
Ecuación (15) Temperatura Pseudoreducida ....................................................................... 84
Ecuación (16) Presión Pseudoreducida ............................................................................... 84
Ecuación (17) Potencia Efectiva.......................................................................................... 84
Ecuación (18) Capacidad del Compresor ............................................................................ 85
Ecuación (19) Contenido de agua en los hidrocarburos ...................................................... 89
Ecuación (22) Galones de líquido de hidrocarburos ........................................................... 93
xvii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Especificaciones de Motores a gas .................................................................... 107
Anexo 2. Especificaciones Microturbinas ........................................................................ 109
Anexo 3. Factor de Compresibilidad en función de la presión y temperatura
pseudoreducidas ........................................................................................................ 111
Anexo 4. Compresores de baja potencia ........................................................................... 112
Anexo 5. Estimación de recuperación de condensados en separador de gasolinas a 200 PSI
................................................................................................................................... 113
Anexo 6. Contenido de agua en los hidrocarburos ............................................................ 114
Anexo 7. Análisis Económico ........................................................................................... 115
xviii
ABREVIATURAS
MW=Megavatios (1 000 000 W). Un vatio es la potencia eléctrica producida por
una diferencia de potencial de 1 voltio y una corriente eléctrica de 1amperio
ø= Porosidad
K=Permeabilidad
Sx=Saturación
GOR= Relación gas-petróleo
Rs= Relación de solubilidad
𝛾𝑜= Gravedad específica
ц= Viscosidad
(𝛽𝑜)= Factor volumétrico del petróleo
Pb= Presión de burbuja
P1= Reservas Probadas
P1+P2= Reservas Probables
P1+P2+P3= Reservas Posibles
POES= Petróleo Original in situ
Fr= Factor de recobro de petróleo
S= Daño de Formación
𝑉𝑟= volumen de la roca (acre-pie)
∅𝒆= porosidad efectiva de la roca (%)
𝑆𝑤= saturación de agua (%)
7758= factor de conversión (bls/acre-pie)
𝑁. 𝑂 = Número de Octano
𝑊 = Índice de Wobbe
𝜌𝛾 = Densidad relativa
xix
𝑁𝑀 = Número de Metano
C/H=relación carbono/ hidrógeno.
𝑅𝑓 =Relación de compresión por etapa
𝑛 =Número de etapas
𝑃𝑑 = Presión de descarga (psi)
𝑃𝑠 = Presión de succión (psi)
𝑀𝐶𝑝 = Capacidad calorífica molar a presión constante
𝑀𝐶𝑣= Capacidad calorífica molar a volumen constante
𝑛 = Eficiencia politrópica
�̅� = Factor de compresibilidad del gas a condiciones medias
𝐵𝐻𝑃 =Potencia efectiva por etapa
𝑍𝑠 =factor de compresibilidad del gas en la succión
𝑘 =relación de calores específicos
𝑄𝑠𝑐 =caudal de gas a condiciones estándar
𝑇𝑠 =temperatura en la succión de la etapa,( °R)
𝐸𝑀 =Eficiencia mecánica
𝐸𝑢 =Eficiencia Adiabática=0.87 para CR
𝑛𝑝 =Eficiencia politrópica
𝐴𝐶𝐹𝑀 = (Actual cubic feet minute) capacidad volumétrica del compresor (ft3/min)
xx
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA UTILIZACIÓN DEL GAS ASOCIADO
QUE SE PRODUCE EN TRES PLATAFORMAS DEL CAMPO SACHA PARA
GENERACIÓN ELÉCTRICA
AUTOR:
Lucía Gabriela Leiva Álvarez
TUTOR:
Ing. Marco Antonio Guerra Badillo
RESUMEN
El presente proyecto permitirá generar energía eléctrica gracias al gas asociado producido
por los pozos que conforman las plataformas 420, 470 y 480 que se encuentran en el bloque
61 del Campo Sacha operado por Petroamazonas; disminuyendo significativamente el
impacto ambiental producido por la quema de gas y evitando el gasto en combustible. El
recurso matriz para el proyecto goza de la composición requerida para el efecto por no tener
un porcentaje alto de CO2. Existen dos alternativas para la producción de energía eléctrica
con gas: Mediante motores o micro turbinas, considerando que en la primera alternativa es
necesario que el gas sea tratado y en el segundo caso no, siendo menester el estudio para
mayor acierto en las decisiones de beneficio integral considerando como eje fundamental la
responsabilidad para con el medio ambiente.
PALABRAS CLAVE: ENERGÍA ELÉCTRICA / GAS / POZOS / PLATAFORMAS /
CONBUSTIBLE / MOTORES / TURBINAS / MEDIO AMBIENTE.
xxi
FEASIBILITY STUDY FOR THE USE OF ASSOCIATED GAS PRODUCED IN
THREE OIL PLATFORMS OF THE SACHA OILFIELD FOR GENERATING
ELECTRICITY.
AUTOR:
Lucía Gabriela Leiva Álvarez
TUTOR:
Ing. Marco Antonio Guerra Badillo
ABSTRACT
This project will allow generating electricity using the associated gas produced in the oil
wells that make up oil platforms 420, 470 and 480 of Sacha oilfield block 61, which is
operated by Petroamazonas, thus significantly reducing the environmental impact produced
by burning gas, and reducing fuel expenditure. The raw material for this project has the
composition required to that effect, since it has a low percentage of CO2. Further, there are
two alternatives for producing electricity with gas: through engines or through
microturbines, considering that the former requires for the gas to be treated, while the latter
does not. Finally, this study is of utter importance for better decision-making processes that
take environmental responsibility to be the main interest.
KEYWORDS: ELECTRICITY/ GAS/ WELLS/ PLATFORMS/ FUEL/ ENGINES/
TURBINES/ ENVIRONMENT.
1
CAPÍTULO I
1. GENERALIDADES
1.1. Planteamiento del Problema
Actualmente el gas asociado que produce el campo Sacha es quemado produciendo
impacto al medio ambiente. Según las estadísticas que se encuentran en Río Napo CEM
2016, se estima que anualmente se queman aproximadamente 3.135.522 metros cúbicos de
gas por día, que representan 6´935.774 dólares al precio internacional del gas natural (CME
GROUP (NG)). El campo Sacha no dispone de una opción tecnológica que le permita
disminuir el impacto ambiental que produce a diario la quema de gas por medio de mecheros
contaminando al medio ambiente y por otra parte no se ha realizado proyecto alguno para
evitar la contaminación y ahorrar la compra de combustible (diésel) para la generación
eléctrica que requiere el campo Sacha para el desarrollo de sus actividades.
1.2. Justificación
El gas asociado producido por el campo Sacha que normalmente es quemado por medio
de mecheros, puede ser utilizado como fuente de energía para generar electricidad que
permite disminuir el impacto ambiental y que adicionalmente produce ventajas ambientales
que pueden ser vendidas como créditos en el Mercado Internacional de Carbono. Estadísticas
recientes han demostrado que existen beneficios económicos netos para una compañía que
utiliza gas como sustituto de diésel para generación eléctrica, al usar el gas se obtienen tasas
internas de retorno del 30.42 por ciento en base al estudio técnico realizado (Optimización
del uso del gas asociado para generación de energía eléctrica en el campo Single-bloque 53
operado por la compañía Gente Oil Ecuador Ltd. año 2015). El presente estudio analizó la
pre-factibilidad de usar gas asociado que actualmente se quema en el campo Sacha, desde el
punto de vista técnico, financiero y ambiental. Las recomendaciones que se obtengan serán
presentadas a la compañía PETROAMAZONAS EP, auspiciadora del presente estudio
técnico para la titulación.
2
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General
Analizar la pre-factibilidad de usar el gas asociado que actualmente se quema en el campo
Sacha, como sustituto de generadores de energía eléctrica a diésel.
1.3.2. Objetivos Específicos
Determinar las características del gas asociado del campo Sacha y compararlos con los
requerimientos técnicos de generadores eléctricos disponibles en el mercado nacional
e internacional.
Realizar simulaciones financieras que justifiquen el cambio del actual sistema de
generación eléctrica por diésel a uno que use el gas asociado.
Analizar las posibles ventajas ambientales y financieras que puede producir la
utilización del gas asociado.
1.4. Marco Institucional
La Universidad Central del Ecuador con su Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleo y Ambiental y la Carrera de Ingeniería en Petróleos busca formar profesionales con
excelencia académica, valores éticos y altamente capacitados científica y tecnológicamente.
Mediante el análisis y sentido de crítico están aptos para proyectar, ejecutar y tomar
decisiones en la solución de problemas generales y específicos relacionados con la industria
petrolera.
La empresa pública del Ecuador Petroamazonas EP es la encargada de desarrollar
actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos, de manera eficiente,
sustentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, con aporte del mejor talento
humano y de la academia, para contribuir al desarrollo energético del Ecuador.
3
1.5. Marco Ético
El presente estudio técnico se realiza en empatía con los principios éticos, morales y
económicos de la empresa de economía mixta RIO NAPO CEM, sin atentar a ninguna de
sus partes o ejercicio empresarial de la misma, en un marco de respeto y protección al medio
ambiente; de acuerdo con la leyes que rigen a los hidrocarburos y bajo el marco jurídico
vigente.
1.6. Marco Legal
La Universidad Central del Ecuador en el Art. 21 inciso 3 del Reglamento de Régimen
Académico, referente a la unidad de titulación, dispuso que en el documento de Unidad de
Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos aprobado por el CES entre las
modalidades de titulación se establece el Estudio Técnico.
4
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes del campo Sacha
2.1.1. Historia del campo
Históricamente este es el campo petrolero más grande y de mayor importancia del
Ecuador, tiene aproximadamente 46 años en producción. Se encuentra ubicado en el cantón
Joya de los Sachas, ubicado al noreste de la provincia de Orellana.
A partir del 21 de enero del 1969 fue probada la columna estructural del campo Sacha
con el pozo exploratorio Sacha 1, el cual alcanzó una profundidad de 10160 ft de profundidad
y produjo un volumen de 1328 BPPD con un grado API de 30° proveniente de la formación
Hollin, El campo empezó su producción el 6 de julio 1972, a responsabilidad de la empresa
TEXACO con una producción promedio diaria de 29269 BPPD, el mismo que se fue
incrementando hasta alcanzar un promedio de 117591BPPD en noviembre del mismo año
como máxima producción registrada en la vida de este campo.
En una segunda etapa operado por el Consorcio CEPE.TEXACO con una producción
promedio diaria de 63936 BPPD siendo este su máximo promedio en el año 1989.
La tercera etapa del campo fue operada por PETROPRODUCCION período en el cual
se tuvo un descenso en la producción que alcanzó niveles bajos con un promedio diario de
40000 BPPD en el año 2005; a partir de este año hasta el año 2009, el campo Sacha
incrementa su producción hasta llegar a 48915 BPPD.
En la cuarta etapa Operaciones Rio Napo CEM., toma las operaciones del campo Sacha
y en 5 años de estar a su cargo logra incrementar la producción promedio diaria a 75103
BPPD (Rio Napo CEM, 2 de diciembre del 2014)
5
Características litológicas de los Yacimientos Productores
Yacimiento “T”, de edad Albiano superior a inferior.
La arenisca “T” superior es una arenisca cuarzosa, gris, translúcida, grano muy fino a
fino, cemento calcáreo, inclusiones de glauconita, manchas de hidrocarburo café oscuro,
corte instantáneo, residuo café claro.
La arenisca “T” inferior, se trata de una arenisca cuarzosa, café clara, cemento silicio,
grano medio a fino, localmente grano grueso, buena saturación de hidrocarburos, corte
rápido, residuo café muy claro. Tiene un espesor neto saturado de entre 20 pies, una
porosidad promedio de 14,5 %, una saturación de agua de 28%, una salinidad promedio de
20000 a 25000 ppm de ClNa y un ⁰API de 27.
Yacimiento “Basal Tena”, de edad Maestrichtiano.
Constituida por areniscas cuarzosas, translúcida, subangular, subredondeada, regular
clasificación, cemento calcáreo, buena saturación de hidrocarburos, fluorescencia amarillo-
blanquecina, corte lento, residuo café claro. Mayoritariamente está formado por secuencias
de grano fino a muy fino y secuencias de grano fino a medio y ocasionalmente grano grueso;
lo que indica un desarrollo en forma irregular, propiciando la formación de estratos
lenticulares o trampas estratigráficas en el campo y en la Cuenca Amazónica. Posee un
espesor neto promedio de 10ª 15 pies, porosidad de 15 %, saturación de agua de 35%,
salinidad promedio que va de 24000 a 13000 ppm de ClNa y un ⁰API de 26.
Yacimiento “Hollín superior”, arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa,
translucida, consolidada, grano muy fino, sub-redondeada, sub-angular, buena selección,
matriz arcillosa, cemento silícico con inclusiones de glauconita y clorita, se encuentra
intercalada de lentes de caliza y lutita, el posible ambiente de depósito es del tipo estuario
dominado por mareas, tiene buena saturación de hidrocarburos, con un espesor saturado
promedio de 25 pies al centro del campo, de porosidad 12%, saturación de agua 35%,
salinidad 3890 ppm de ClNa y un ⁰API de 27. Este yacimiento hacia la parte norte del campo
se presenta en forma estratigráfica, disminuyendo el espesor neto saturado a 5 pies.
6
Yacimiento “Hollín inferior”, de edad cretácica inferior.
Está constituido por una arenisca cuarzosa, parda oscura clara, consolidada, grano muy
fino a medio y muy fino, ocasionalmente grano grueso, sub-redondeada a sub-angular, buena
selección, matriz y cemento silícico, inclusiones locales de carbón, ámbar y caolín. Tiene
buena saturación de hidrocarburos, tiene un espesor promedio saturado de 45 a 55 pies,
porosidad de 15 %, saturación de agua entre 20 y 40 % y salinidad de 500ppm de ClNa, y
un ⁰API de 29. El posible ambiente de depósito es de tipo fluviátil. (Tesis: Capítulo 1
descripción del campo Sacha) (Carríon Jiménez, 2009)
2.1.2. Fundamentación teórica
2.1.2.1. Descripción petrofísica y de los fluidos
La petrofísica es la encargada de analizar las propiedades físicas y texturas de la roca,
está enfocada en la distribución de los poros interconectados en los que se produce la
acumulación de los hidrocarburos, lo que conlleva a posibles prospectos para la explotación.
Caracteriza a los fluidos que existen y analiza núcleos, pruebas PVT e historiales de
producción.
Porosidad
Es el espacio vacío que se encuentra en la roca definido como poro, la roca almacén cuyo
rasgo más importante es la porosidad, debe tener poros de determinado tamaño y naturaleza
para permitir el almacenamiento de aceite y gas en yacimientos; estos deben ser
suficientemente amplios y distribuidos en un volumen de roca
Permeabilidad (K)
Es la propiedad que permite el paso de un fluido a través de los poros interconectados de
una roca sin que se dañen ni se desplacen las partículas de la roca.
7
La porosidad y la permeabilidad son propiedades de la roca que actúan en forma de
almacén de los hidrocarburos, a medida que exista mayor cantidad de poros interconectados
tiene mayor porosidad con permeabilidad alta.
Saturación (Sf)
La saturación de un fluido en un medio poroso indica el volumen de fluidos que es
ocupado en el medio poroso de una roca en condiciones de presión y temperatura. (William
D. Mc Cain, 2012)
Factor volumétrico del gas (Bg)
Se define como el volumen que ocupa un pie cúbico de gas medido en condiciones de
yacimiento, por cada pie cúbico de gas en condiciones estándar. (Rosbaco, 2007)
2.1.2.2. Reservas
PE
TR
ÓL
EO
IN
ICIA
L I
N S
ITU
(R
EC
UR
SO
)
DE
SC
UB
IER
TO
CO
ME
RC
IAL
PRODUCCIÓN P
OS
IBIL
IDA
D D
E I
NC
ER
TID
UM
BR
E D
E L
A
CO
ME
RC
IAB
ILID
AD
RESERVAS
P1
P2
P3
SU
B-C
OM
ER
CIA
L
RECURSOS CONTINGENTES
NO RECUPERABLE
NO
DE
SC
UB
IER
TO
RECURSOS PROSPECTIVOS
NO RECUPERABLE
Rango de Incertidumbre
Ilustración 1: Esquema de Recursos y reservas (Fuente SPE)
8
Reservas actuales del campo Sacha
El campo Sacha es uno de los campos maduros que se tiene en Ecuador y uno de los más
importantes por su aporte aproximado de 46 años de operación, cuenta con un estimado de
reservas probadas de 1436 millones de barriles de crudo en las cuatro estructuras geológicas
estudiadas con las que cuenta el campo Sacha y con reservas remanentes de alrededor de
518 millones de barriles, datos obtenidos del informe oficial del 2016 presentado por la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero ARCH
En la Tabla 1 se encuentra detallada la información de las reservas de las cuatro
estructuras geológicas del campo Sacha, al 31 de enero de 2016 y sus respectivas reservas
remanentes existentes.
Tabla 1. Reservas de Petróleo del campo Sacha
YACIMIENTO
PETRÓLEO IN
SITU
MMBLS
FACTOR DE
RECOBRO %
RESERVAS
ORIGINALES
TOTALES MMBLS
N.
PRODUCCIÓN
ACUMULADA
MMBLS N.
RESERVAS
REMANENTES
BLS N.
BASAL TENA 94,9 20-30 48,8 17.107.445 9.792.555
U 810 38,9 460,5 188.467.299 126.532.701
T 374 33,2 136 89.187.687 34.812.313
HOLLIN 2406 32,9 791,4 444.012.095 347.387.905
TOTAL 3684,9 1436,7 738.774.526 518.525.474
Fuente: Petroproducción –Departamento de Yacimientos
La Tabla 2 contiene un detalle de la información por estructura geológica y los totales de
la producción acumulada de petróleo, agua y gas del campo Sacha hasta el 31 de enero del
2016.
Tabla 2. Producción Acumulada del campo Sacha
FORMACIÓN PETRÓLEO BLS N. AGUA BLS N. GAS MMSCF
BASAL TENA 17.107.445 2.930.182 2.516.782
U 188.467.299 27.882.750 41.910.897
T 89.187.687 16.863.657 25.550.944
HOLLIN 444.012.095 386.153.233 14.882.643
TOTAL 738.774.526 433.829.821 84.861.866
Fuente: Petroproducción –Departamento de Yacimientos
9
2.1.2.3. Mecanismo de producción
Los mecanismos de producción de yacimientos de hidrocarburos se presentan de
diferentes maneras, una de ellas es la producción de manera natural del yacimiento
(recuperación primaria) esto se produce cuanto el yacimiento que lo contiene cuenta con
energía natural, la misma que ayuda a producir el hidrocarburo.
2.1.2.4. Propiedades de los fluidos del yacimiento
Los análisis PVT permiten determinar las propiedades de los fluidos, contenido de arenas,
viscosidad, cromatografías de gases, entre otros que son analizados en laboratorios
especializados en los que se trata de poner a la muestra de fluido en condiciones similares a
las que se encuentran en el yacimiento.
Densidad del Petróleo
La densidad del petróleo es definida como la relación que existe entre la masa de petróleo
por unidad de volumen. La gravedad API es una medida de densidad que nos ayuda a realizar
una clasificación de los diferentes tipos de petróleo, desde pesados hasta livianos como se
muestra en la siguiente tabla 3.
Tabla 3. Clasificación del Petróleo según la Gravedad API
CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO
CRUDO GRADO API
LIVIANO >31,1
MEDIANO 22,3 - 31,1
PESADO 10 - 22,3
EXTRAPESADO < 10
Fuente: (Chávez Tirado, Córdova Raico, & Coronado Mosuqueira, 2011)
La gravedad API al tener un valor alto se tiene un petróleo más liviano el mismo que tiene
un valor comercial mayor. Al ser más liviano se tiene mayor facilidad tanto operacional
como económica para ser recuperado del yacimiento y para producir destilados valiosos
como la gasolina, jet fuel, etc.
10
Esta relación se encuentra descrita mediante la siguiente ecuación para calcular la
gravedad API:
°API =141.5
γa 60℉− 131,5
Ecuación (1) Gravedad API
Viscosidad del Petróleo
Representa la medida de la resistencia de un fluido a fluir. La viscosidad es inversamente
proporcional tanto para los grados API del aceite como para la temperatura. La viscosidad
tiene como unidad de medida los centipoise (CP). (Streeter, Wylie, & Bedford, 1997)
Factor Volumétrico de Petróleo (Bo)
Esta propiedad hace referencia a la relación que existe entre el volumen de petróleo que
se encuentra en el yacimiento a una determinada presión y temperatura en las que se
encuentra el gas disuelto en el petróleo, con respecto al volumen de petróleo que se tiene en
la superficie después de la producción en condiciones estándar, este volumen es menor
debido a que el gas que se encontraba disuelto en el mismo en el proceso de producción se
libera.
Relación Gas – Petróleo (RGP)
Se define como la cantidad de gas libre producido por cada barril de petróleo producido, se
expresa normalmente en PCN/BN, depende de los valores de presión y temperatura de
operación, por lo que una selección optima de estos parámetros es fundamental para obtener
la máxima recuperación de petróleo con una mínima producción de gas. Sus siglas en inglés
son GOR (Gas Oil Ratio)
Presión de Burbuja (Pb)
La presión de burbuja o también conocida como presión de saturación, es la presión en la
cual el petróleo líquido libera la primera burbuja de gas disuelta en él.
Así pues:
11
Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la presión de burbuja se
dice que está en presencia de un Yacimiento Subsaturado, por consiguiente el
yacimiento no presenta gas libre.
Py>Pb
Si por el contrario se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbuja se
denominara Yacimiento Saturado, y el mismo tendrá una capa de gas. (Da Silva,
2009)
Py<Pb
Donde, Py: Presión de Yacimiento
Pb: Presión de Burbuja
2.1.3. Métodos para determinar las reservas
2.1.3.1. Método Volumétrico
Se utiliza para calcular el petróleo original en sitio (POES, GOES y COES) con base en
el modelo geológico que geométricamente describe al yacimiento y a las propiedades de la
roca y de los fluidos. Es un método que se utiliza para calcular las reservas de petróleo en el
yacimiento mediante ecuaciones, con valores que se obtienen del yacimiento y así poder
estimar la cantidad que se tiene, para realizar cálculos tanto operacionales como económicos,
y determinar la rentabilidad de producción del yacimiento. (Chávez Tirado, Córdova Raico,
& Coronado Mosuqueira, 2011)
2.1.3.2. Curvas de Declinación
Las curvas de declinación de la producción se usan ampliamente en toda las zonas
productoras de la industria petrolera para evaluar cada pozo por separado, estudiar el
comportamiento actual del campo y predecir el futuro. Cuando las estimaciones se basan en
técnicas matemáticas o gráficas para el análisis de las curvas de declinación de la producción,
debe recordarse siempre que este análisis se usa por facilidad; es decir, es un método que
acepta un tratamiento gráfico matemático y no se basa en las leyes físicas que gobiernan el
12
flujo de petróleo y gas a través de la formación. Estas curvas se pueden trazar para cada pozo
en particular, un grupo de pozos de un yacimiento o todos los pozos del mismo. Un ejemplo
típico es la curva de producción de petróleo que se encuentra en el siguiente gráfico.
Ilustración 2. Curva de producción de petróleo contra el tiempo
FUENTE: (Berru, 2011)
Al final de esta sección se verá que las predicciones que dependen de las curvas de
declinación de la producción no son acumulativas, cuando se supone que las tasas de
producción por separado de dos pozos declinan según una extrapolación matemática,
entonces la tasa de producción de los dos pozos tomada como una sola no declina de la
misma manera. Este resultado puede crear confusión al evaluar las reservas futuras o la
productividad potencial, y ser una de las causas por la que surgen conclusiones diferentes de
distintas dependencias, cuando trabajan con base en los mismos datos básicos.
2.1.3.3. Declinación exponencial
El análisis de un pozo puede servir para un grupo de pozos como si fuera una unidad.
Como forma lógica de graficar la producción es trazada contra el tiempo, este fue el primer
método utilizado. Después de un periodo durante el cual se estabilizó la producción
permisible del pozo, cerca del mismo o según la demanda del mercado, se encontró que hubo
un momento en que el pozo no podía sostener su producción y regularmente su capacidad
fue declinando mes tras mes. (En la figura 1.2 Se muestra una curva típica de producción
contra el tiempo, en la cual se ha trazado una curva promedio usando líneas punteadas).
Evidentemente, si se le puede dar una forma regular (matemática) a la parte curva de la línea
punteada, será posible extrapolar en el futuro, y así predecir la producción del pozo, por
ejemplo a 1, 2, 5 o 10 años. Así se grafica los datos de la producción contra la producción
13
acumulada de petróleo, se observa que la parte de la curva que decline se puede convertir en
una línea recta, la cual es por supuesto fácil de extrapolar (Ilustración 3).
Si “q” es la producción diaria y “Q” es la producción acumulada la ecuación de esta línea
recta es:
𝑞 = 𝑚𝑄 + 𝑐
Ecuación (2) Ecuación lineal
Ilustración 3. Gráfica típica de la Producción de Petróleo contra el tiempo
FUENTE: (Berru, 2011)
14
Ilustración 4. Gráfica típica de la Producción de petróleo contra la Producción
Acumulada. FUENTE: (Berru, 2011)
Donde “m” y “c” son constantes. Si la producción “q” se mantiene durante un corto
tiempo “δt”, la producción acumulada en ese tiempo es “q δt”; por lo tanto, la producción
acumulada es la suma de los productos “q δt” desde el inicio de la producción al día “q”
presente (tiempo t). En términos matemáticos, la producción acumulada durante el periodo
de declinación es igual a la diferencia entre la producción inicial y la producción actual
dividida entre la relación de la declinación continua, Lo cual implica que la relación entre la
producción al final de cualquier año y la del inicio del mismo año es siempre la misma. Esta
relación se escribe frecuentemente como “1–d”, y “d” es el ritmo de declinación de la
producción anual (puede expresarse como decimal o porcentaje). Evidentemente, la
ecuación que relaciona los ritmos de declinación anual y continua es:
𝑒𝑥𝑝(−𝑏) = 1 − 𝑑
Ecuación (3) Declinación anual continua
15
Ilustración 5. Gráfica típica del logaritmo natural de la tasa de producción de
petróleo contra el tiempo. FUENTE: (Berru, 2011)
En las ecuaciones antes descritas se usa un intervalo de un año, no es limitación del
método; es decir, es válido para días, semanas, meses o siglos. Pero es sumamente importante
que las unidades sean consistentes al hacer los cálculos. Si se seleccionan años, las tasas de
producción son anuales; es decir, la producción de 365 días; si se desea los meses, entonces,
la producción debe ser mensual y la producción diaria debe multiplicarse por 30.42 que es
una constante para conversión de unidades, donde depende de la unidades con las que se
encuentre la producción.
A continuación se describe el ritmo de declinación:
1 − 𝑑𝑎 = (1 − 𝑑𝑚)12
Ecuación (4) Ritmo de declinación
En forma similar, si “bm” es el ritmo de declinación, continuo y mensual y “ba” el anual
se tiene lo siguiente:
𝑒𝑥𝑝(−𝑏𝑎) = [𝑒𝑥𝑝 (−𝑏𝑚)]12
= 𝑒𝑥𝑝 (−12𝑏𝑚)
16
Por lo tanto
𝑏𝑎 = 12𝑏𝑚
¿Qué efecto causaría un incremento de la producción en el ritmo de declinación?
Suponiendo que no exista cambio en la producción acumulativa futura que altere la
producción, se tiene:
𝑞𝑜
𝑏=
𝑞𝑜(𝑎)
𝑏(𝑎)
𝑏(𝑎) =𝑞𝑜
(𝑎)
𝑞𝑜
Se debe introducir el concepto de límite económico, el cual conduce a otra irrealidad
dentro de lo ya irreal de los cálculos, debido a que el pozo no reacciona a una limitación
financiera.
El concepto de límite económico de la producción, que para determinar la vida
(económica) del pozo bajo las nuevas condiciones, viene expresado por:
𝑞𝑒 = 𝑞𝑜𝑒𝑥𝑝 (−𝑏𝑁)
𝑞𝑒 = 𝑞𝑜(𝑎)
𝑒𝑥𝑝 (−𝑏(𝑎)𝑁(𝑎))
Ecuación (5) Vida económica
Si N es la vida futura del proyecto original y 𝑁(𝑎) es la vida futura del proyecto acelerado:
𝑒𝑥𝑝[−𝑏(𝑎)𝑁(𝑎)] =𝑞𝑜
𝑞𝑜(𝑎)
𝑒𝑥𝑝(−𝑏𝑁)
𝑒𝑥𝑝[−𝑏(𝑎)𝑁(𝑎)] =𝑏
𝑏(𝑎)𝑒𝑥𝑝(−𝑏𝑁)
Ecuación (6) Vida futura del proyecto
17
2.1.3.4. Declinación Hiperbólica
La tasa de declinación no es constante.
La tasa de declinación es proporcional a la producción (a menor producción, menor el
ritmo de declinación).
2.1.3.5. Declinación Armónica
Es un tipo especial de curva hiperbólica, cuando el valor de la constante hiperbólica es
igual a la unidad: a=1
q =qo
1 + bo ∗ t
Ecuación (7) Declinación Armónica
ln q = ln qo −boQ
qo
Ilustración 6. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de la tasa de producción contra el
tiempo. FUENTE: (Berru, 2011)
18
Ilustración 7. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de la tasa de producción contra la
producción acumulativa. FUENTE: (Berru, 2011)
Ilustración 8. Gráfica típica hiperbólica y exponencial del logaritmo natural de la tasa de
producción contra el tiempo. FUENTE: (Berru, 2011)
19
Ilustración 9. Gráfica típica hiperbólica y exponencial de logaritmo natural de la tasa de
producción contra la producción acumulativa. FUENTE: (Berru, 2011)
2.1.4. Composición y características del gas Natural
Gas natural
El estado más simple de la materia es el estado gaseoso, una forma de la materia que llena
cualquier recipiente en el que está contenida.
El gas natural es reconocido como una fuente de energía, la misma que compite como
alternativa a otros combustibles fósiles tradicionales. Se lo encuentra almacenado en los
yacimientos de hidrocarburos solo como gas natural o asociado con el hidrocarburo.
Su pureza, su estado físico, la sencillez del control del proceso de combustión y su
facilidad de transporte, permiten calificarlo como un combustible limpio, por su bajo nivel
de contaminación, y económico, en cuanto a los rendimientos de la energía alcanzados.
(Brucart, 1987)
Los gases naturales que se producen con el petróleo contienen cantidades variables de
diferentes compuestos (principalmente alcanos) de hidrocarburos y uno o más compuestos
inorgánicos, tales como sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono (CO2), nitrógeno
(N2), y agua.
20
Al caracterizar, medir y correlacionar las propiedades físicas de los gases naturales se
debe tener en cuenta esta variedad de constituyentes.
Yacimiento de gas seco.- Estos son inicialmente formados por componentes de
hidrocarburos en la fase gaseosa solamente. Durante la producción de este tipo, el gas de
yacimiento y el gas producido están en una sola fase gaseosa.
Yacimiento de gas húmedo.- Estos yacimientos se encuentran en fase gaseosa y como tal
permanecen en el yacimiento, pero al subir por la tubería de producción y la consecuente
disminución de presión y temperatura se produce una condensación de parte de ese gas.
Yacimiento de gas y condensado.- En sus condiciones iniciales de acumulación estos
yacimientos se encuentran en una sola fase gaseosa, pero al disminuir la presión
permaneciendo la temperatura constante se produce una condensación de parte de ese gas,
fenómeno conocido como condensación retrógrada.
Desde el punto de vista de depósito de gas seco y húmedo se lo puede tratar de una forma
similar, en términos de las características de producción, comportamiento de la presión y el
potencial de recuperación hidráulica de pozos pueden ser diferentes. Los estudios de
yacimiento de gas condensado deben tener en cuenta los cambios en el rendimiento de
condensado a medida que disminuye la presión del yacimiento, el potencial de disminución
de la capacidad de entrega, así como el aumento de la saturación de líquidos cerca del pozo
y los efectos del flujo de dos fases en el sistema hidráulico del pozo. (McCain, 2015)
Tipos de Gas
Gas Natural
La composición del gas natural, aunque varía fuertemente en función de su lugar de
origen, presenta siempre un contenido de metano superior al 70%. En la siguiente Tabla 4
se presenta la composición que corresponde a los yacimientos más importantes. (Brucart,
1987)
21
Clasificación en grupos fundamentales del gas natural
Gas Natural Seco
Cuando el contenido de los líquidos es muy bajo, es decir inferior a 13,4 ppm de gas
natural.
Gas Natural Pobre
Cuando el contenido de líquidos presentes en el gas natural se encuentran en el rango de
13,4 y 40,1 ppm de volumen del gas.
Gas Natural Húmedo
Cuando el contenido de líquidos es superior a 40,1 ppm de gas.
Gas Natural Agrio
Se define a un gas que contiene alto contenido de sulfuro de hidrogeno.
Tabla 4. Composición del gas natural
Denominación
Estándar Gas Dulce Seco
Gas
Amargo
Seco
Gas Dulce Húmedo
Gas
Amargo
Húmedo
Componente Gas No Asociado Gas Asociado
Etano <10% <10% >10% >10%
H2S <1% >1% <1% >1%
CO2 <2% >2% <2% >2%
FUENTE: Kumar, Sanjay “Gas Production Engineering”, 2008
22
Importancia del gas natural
El gas natural es la tercera fuente de energía en el mundo se ubica después del petróleo
y el carbón.
Ilustración 10. Representación del Gas Natural como fuente de Energía. FUENTE: AIH “Manual de estadísticas energéticas”
Gas Asociado
La mayoría de los yacimientos petrolíferos contienen cantidades variables de
hidrocarburos parafinicos disueltos en el petróleo que son extraídos junto a este. Se lo define
como gas natural al gas que es transportando en conjunto con el hidrocarburo a la superficie.
Este tipo de gas contiene una concentración alta de etano, propano y butanos. El gas asociado
es considerado un producto sustituto en la generación de energía basada en petróleo y como
tal se puede quemar, reinyectar en el yacimiento o bien emplearlo como materia prima. Esta
situación no se da con el gas natural ya que su producción es independiente del petróleo. El
empleo del gas asociado, ya sea como combustible o materia prima, debe realizarse en su
lugar de producción.
34%
24%
30%
5%
6%
1%
Fuentes de energía primaria consumo mundial
Petroleo
Gas Natural
Carbòn
Nuclear
Hidrolectrica
Renovables
23
Tabla 5. Composición del Gas Natural
COMPONENTE
FÓRMULA
GAS SECO
GAS
ASOCIADO
NITRÓGENO N2 0-5 % 0-5 %
METANO CH4 95-98 % 60-80 %
DIÓXIDO DE CARBONO CO2 0-8 % 0-8 %
ETANO C2H4 1-3 % 10-20 %
PROPANO C3H8 0,5-1 % 5-12 %
BUTANO C4H10 0,2-0,5 % 2-5 %
PENTANO C5H12 0,2-0,5 % 1-3 %
ÁCIDO SULFHÍDRICO H2S 0-5 % 0-5 %
OTROS A, He, Ne ,Xe TRAZAS TRAZAS
FUENTE: (Kumar, 2008)
Gas Natural Licuado (LNG)
Es una mezcla liquida de metano y etano de proporciones variables, con una composición
típica de 91-92% de metano, 6-7% de etano y 2% de propano e hidrocarburos superiores. Se
obtiene por licuación del gas natural y posterior tratamiento para reducir el contenido de
vapor de agua a 10ppm, el de CO2 a 100 ppm y el de H2S a 50 ppm. El principal objetivo
de licuar el gas natural es reducir un volumen de 635l en estado gaseoso a 1l en estado líquido
a 1 atm y 160 ⁰C. Por consiguiente, la principal aplicación del LNG es el transporte de
grandes cantidades de gas en volúmenes reducidos. También se emplea como fluido
refrigerante y como combustible para vehículos.
Gas Natural Sintético (SNG)
Es un gas de composición semejante a la del gas natural, cuyo metano es el resultado de
una reacción de síntesis a partir de petróleo, gasolina, carbón, LPG o biomasa.
24
Tabla 6. Propiedades Físico Químicas del Gas Natural
COMPONENTE
FÒRMULA
QUÍMICA
PESO
MOLECULAR
(g/mol)
PRESIÓN
CRITICA
(psia)
TEMPERATURA
CRÍTICA (R)
PODER
CALÓRICO
NETO
(BTU/scf)
Z (FACTOR DE
COMPRESIBILIDAD)
METANO CH4 16,043 667 343,34 909,4 0,998
ETANO C2H6 30,07 707,8 550,07 1618,7 0,9919
PROPANO C3H8 44,097 615 665,92 2314,9 0,9825
n-BUTANO n
C4H10 58,124 527,9 734,41 3000,4 0,9711
i-BUTANO i
C4H10 58,124 548,8 765,51 3010,8 0,9667
n-PENTANO n
C5H12 72,151 490,4 828,96 3699 0,9549
i-PENTANO i
C5H12 72,151 488,1 845,7 3706,9 0,9544
HEXANO C6H14 86,178 439,5 911,8 4403,8 0,9879
HEPTANO C7H16 100,205 5100 0,9947
DIÓXIDO DE
CARBONO CO2 44,01 1069,5 547,73
SULFURO DE
HIDRÓGENO H2S 34,076 1300 672,4
NITRÓGENO N2 28,013 492,8 227,5
FUENTE: (Peter Atkins, 2008)
Fundamentación teórica de los gases
PESO MOLECULAR (M)
Es definido como la masa que posee cualquier compuesto puro, y se lo calcula mediante
la suma de masa atómica de los átomos que la componen. Su unidad es (g/mol)
PRESIÓN CRÍTICA (Pc)
Se la define como la mínima presión que se debe aplicar para llevar acabo la licuefacción
en conjunto con su temperatura critica.
TEMPERATURA CRÍTICA (Tc)
Se define como la temperatura por encima de la cual no se puede licuar un fluido.
25
PRESIÓN REDUCIDA (Pr)
Es definida como la relación entre la presión absoluta y la presión critica de un gas.
TEMPERATURA REDUCIDA (Tr)
Es definida como la relación entre la temperatura absoluta y la temperatura critica de un
gas.
ENTALPÍA (H)
Es definida como la energía que es absorbida o emitida por un sistema termodinámico.
ENTROPÍA (S)
Es definida como el desorden molecular en un sistema
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD
Es definido como la desviación del comportamiento de un gas real respecto a que si se
comportara como un gas ideal, se la determina mediante la temperatura reducida y la presión
reducida en el nomograma de Hagen Watson y Ragartz.
GAS IDEAL
Se define a un gas ideal o perfecto aunque no existe dicho gas, pero nos resulta muy útil
su definición porque representa un límite a la tendencia de los gases reales cuando estos
alcanzan niveles de presión muy pequeños.
Se puede definir para este modelo la siguiente ecuación térmica de estado.
𝑃𝑉 = 𝑛𝑅𝑇
Ecuación (8) Gas ideal
Donde:
26
P= Presión (Psi)
V= Volumen (sfc)
R= Constante de los gases (Psi-scf/mol-R)
n= Moles del gas (mol)
GAS REAL
No es tan fácil poder describir una ecuación de estado que se ajuste a todos los casos. En
la ecuación de estado de un gas real se debe explicar las variaciones PV con l atm de presión
y la temperatura, se refleja los distintos comportamientos de los diferentes gases. Con el
pasar del tiempo se ha descrito más ecuaciones de estado en la que se describe las relaciones
PVT de gases reales con mayor exactitud. (Movilla Rosell & Rajadell Viciano, 2005)
A continuación se describen algunas de ellas:
Efectos de compresibilidad
Capacidad calorífica
Fuerzas de Van der Waals
Efectos termodinámicos del no equilibrio
Con estas se puede describir a la siguiente ecuación de estado a la que obedece un gas
real:
𝑃𝑉 = 𝑍𝑛𝑅𝑇
Ecuación (9) Gas Real
Donde:
P= Presión (Psi)
V= Volumen (sfc)
Z= Factor de compresibilidad del gas real
R= Constante de los gases (Psi-scf/mol-R)
n= Moles del gas (mol)
27
Análisis Cromatografía de gases
La cromatografía de gases es aplicada comúnmente en química analítica para la
separación y análisis de los compuestos que pueden ser vaporizados sin descomposición.
Los usos típicos de la cromatografía de gases incluyen pruebas de pureza de una sustancia
en particular, o la separación de los diferentes componentes de una mezcla (las cantidades
relativas de dichos componentes también pueden ser determinados).
Al poder aplicar la cromatografía de gases se puede tener con mayor certeza los diferentes
compuestos que se encuentran en una mezcla de gas y así podemos realizar un análisis para
saber cuáles de ellos pueden ser vaporizados sin tener que descomponerlos, también al
ayudarnos con la realización de pruebas de pureza en sustancias se puede saber la cantidad
que existen. (Breviere, Herzaft, & Mueller, 2002)
Parámetros que definen la calidad del gas natural
EL gas natural está asociado a parámetros que describen sus propiedades físicas, las
mismas que son requeridas para ser transportadas a través de tuberías largas a altas presiones
y a temperatura ambiente sin líquidos para evitar el efecto de la corrosión, formación de
hidratos o el patrón de flujo slug a través de la tubería. A su vez se tiene especificaciones,
sobre los límites determinados de contenido de ciertos compuestos sin hidrocarburos. Pero
se tiene algunas especificaciones que dependen del transporte o del cliente, las
especificaciones son generales para su venta y estas incluyen:
Temperatura del punto de rocío de hidrocarburos máxima a una presión de 800 psi.
Contenido de CO2 máximo permitido.
Máxima permisible contenido de H2S y el contenido de azufre orgánico total.
Contenido en vapor de agua máxima permitida.
Temperatura máxima permisible de gas que sale de la planta.
Presión mínima para entrar en la red de transporte de gas.
Calorífico mínimo.
Libre de polvo, productos químicos de tiramiento y otros contaminantes de la planta
de proceso.
28
2.1.5. Generación de Energía Eléctrica
En la industria del petróleo y del gas la generación eléctrica es una necesidad importante,
porque se encuentra en la mayor parte de los procesos la fuerza motriz. Existe actualmente
una fuerte tendencia mundial en los campos petroleros y de gas hacia la autogeneración con
motores de combustión interna y turbinas de gas por su buen rendimiento, facilidad de
instalación y montaje, tiempo de entrega relativamente corto y lo más importante su
excelente desempeño que garantiza una operación sencilla, confiable y de fácil
mantenimiento. Actualmente el 80% del consumo energético a nivel mundial proviene de
combustibles fósiles. Para el caso de la electricidad como tal, el 60% se genera a partir de
estos, el 16% con energía nuclear y energía hidráulica.
Antecedentes
Actualmente, la principal forma de obtener electricidad es a través de la utilización de
grandes centrales termoeléctricas, la que funcionan de acuerdo a la energía térmica que es
liberada por una fuente de energía primaria (madera, carbón, petróleo, gas, combustible
nuclear, etc.) la misma es transformada en electricidad mediante un proceso en el que se
exige el uso de turbinas y generadores, estos cubren la parte final en el proceso de conversión
de energía mecánica a eléctrica.
Tabla 7. Aprovechamiento Energético de las Máquinas
TURBINA DE
GAS
UNIDADES
ELÉCTRICAS
UNIDADES
DE CALOR PÉRDIDAS RENDIMIENTO
Hasta 20000 KW 27 48 25 75
20000-80000 KW 32 49 19 81
80000-150000
KW 35 52 13 87
T.G con
postcombustión 17 69 14 86
FUENTE: (Ambientum, 2002)
29
2.1.6. Tecnologías para generación eléctrica con gas combustible
2.1.6.1. Motores a gas
Especificaciones del gas asociado que requieren los Motores a gas
Los motores a gas son de combustión interna y son de uso industrial. El fabricante
determina los parámetros de rendimiento de los motores, basado en la composición del
combustible que se dará uso, su estudio ayuda a obtener el poder calorífico y la continuidad
para tolerar la detención (WKI).
Composición
El combustible gaseoso es una mezcla de compuestos naturales orgánicos e inorgánicos,
el compuesto mayoritario es el metano con pequeños porcentajes de hidrocarburos más
pesados desde el etano hasta el heptano, gases como: dióxido de carbono, nitrógeno, helio,
hidrogeno y sulfuro de hidrógeno, además podrían contener agua. (Waukesha, 2007)
Compuestos de azufre (S).- La presencia de compuestos de azufre en el combustible lo
hace altamente corrosivo, el máximo valor permitido de compuestos que contengan azufre
en el gas es de 0,1 % de volumen (1000 ppm), si excediera este porcentaje se debe realizar
un tratamiento al gas para disminuir el contenido de azufre a valores requeridos (menores de
0,1%).
Dióxido de carbono (CO2).- Este compuesto puede existir en el gas combustible, pero
tiene un efecto corrosivo al combinarse con el agua o la humedad. En razón que el CO2 al
entrar en contacto con el agua forma el ácido carbónico (H2CO3), es fuertemente corrosivo
al encontrarse en altas condiciones de presión y temperatura.
Hidrocarburos líquidos.- El contenido no debe exceder el valor máximo de 2% del
volumen. Al tener un exceso de condensados que ingresan al motor pueden originar una
detonación en los cilindros, se considera de mayor peligro la detonación por la existencia de
líquidos al no ser detectada por el sistema de control de detonación (DSM) y debido a esto
30
el sistema del motor no se detendrá por este problema. Al existir la detonación en el motor
se produce golpeteo en las válvulas y los pistones, esto puede provocar que los pistones se
fundan como resultado fatal para el equipo.
Compuestos halógenos.- No debe superar el valor máximo de 150 µg/l de contenidos de
compuestos orgánicos halogenados (TOH/Cl) en el combustible de gas.
Hidrógeno libre.- El valor máximo aceptable es 12% del volumen de combustible de gas.
Siloxanos.- No debe exceder el valor máximo de 25 µg/l, en el combustible de gas.
Partículas Sólidas.- Es el desgaste abrasivo en el motor que es causado por partículas
sólidas. La dimensión máxima de sólidos que pueden estar en combustible gas es de 0,3 µm.
Glicol.- No es aceptable ninguna cantidad de glicol en el combustible gas, debidos a que
reduce naturaleza lubricante.
Crudo en la corriente de gas.- Al tener el petróleo crudo viscosidad provoca que se
impermeabilice la superficie del filtro coalescente produciendo dos fenómenos:
- Filtro impermeabilizado impide el paso de gas al motor el cual se detiene por falta
de gas combustible.
- El filtro impermeabilizado se rompe debido a la presión del gas y el crudo
incorporado con el gas pasa al interior del motor.
Tabla 8. Composición del gas asociado requerido por los motores a gas
COMPONENTE PORCENTAJE (%)
Metano 93 (volumen) mínimo
Inertes no combustibles (N2, CO2, He, etc.) 3 (volumen) máximo
Hidrocarburos no metano 15 (masa) máximo
Hidrocarburos líquidos (C5+) 2 (volumen) máximo
Oxígeno 0,2 (volumen) máximo
Vapor de agua 100 (humedad relativa)
FUENTE: (Waukesha, 2007)
31
Temperatura del Combustible.- El combustible gas bajo condiciones normales que
requiere a la entrada del motor debe estar en el rango de -20 °F (-29°C) y 140 °F (60°C.
Poder calorífico
El poder calorífico inferior saturado (SLHV) del gas es una medida de la cantidad de
energía disponible contenida en un volumen específico del combustible a condiciones
estándar.
El gas combustible debe lograr el mínimo requerimiento para el valor de índice de
detonación (WIKI) y poder calorífico (SLHV). A medida del aumento del peso molecular
de un componente del gas acrecienta su SLHV, pero su WIKI disminuye, por lo tanto es
necesario remover algunos hidrocarburos pesados a fin de obtener un valor aceptable de
WIKI y SLHV.
WIKI (FUEL WAUKESHA KNOCK INDEX)
WIKI-Waukesha Knock Index (Índice de Detonación Waukesha), es un indicador de
habilidad de combustible para resistir la detonación (poder calorífico y estabilidad del
combustible).
WIKI es un factor del fabricante con el cual garantiza el funcionamiento de sus motores.
Este factor toma en cuenta el octanaje de los diferentes hidrocarburos en gas y la acción
antidetonante de algunos gases inertes como el dióxido de carbono (CO2) y el nitrógeno
(N2).
Tabla 9. Especificación del gas que requieren los motores
PROPIEDAD VALOR
Poder Calorífico inferior LSHV 900 (Btu/scf) (35,38 MJ/m3) aprox.
Índice de detonación –WIKI 91 (mínimo)
Relación estequiometria aire/combustible 1,08:1(masa) aprox
RELACIÓN HIDRÓGENO/CARBONO 3,85:1 APROX.
FUENTE: (Waukesha, 2007)
32
2.1.6.2. Microturbinas
Las microturbinas de gas tienen su origen en la aviación y se usan desde los años 60 como
equipos generadores en todos los aviones comerciales. Diseñadas para obtener la máxima
eficiencia eléctrica y térmica incluso funcionando con cargas parciales.
Características Importantes de las Microturbinas
Ciclo Brayton regenerativo consiste en una etapa de compresión adiabática, una
etapa de calentamiento isobárico y una expansión adiabática del fluido, tiene un
rendimiento eléctrico comparable al de turbinas de potencia de 75 veces superior.
Está constituida por una solo pieza móvil que tiene cojinetes de aire. Además no
se tiene ningún tipo de vibraciones y líquidos lubricantes.
Refrigeradoras y lubricantes de aire
Alternador asíncrono de alta frecuencia: 45000 a 96000 rpm.
Conversión AC- DC- AC. Conexión a la red mediante inversor
Emisiones ultra-bajas: 9 ppm de NOx
Periodos de manteamiento cada 8000 h 5 revisiones hasta overhaul
Ilustración 11. Características de las microturbinas FUENTE: (Busquets, 2011)
33
Modelo de Microturbina C200
La Microturbina de mayor potencia en la actualidad es la C200 con una sola pieza móvil
y cojinetes de aire. Este modelo tiene excelentes presentaciones con un 33% de rendimiento
eléctrico y de 30,5% al 50% de la carga.
2.1.7. Tratamiento de gas asociado para ser usado como combustible
El gas natural que se obtiene de los yacimientos en conjunto con el hidrocarburo,
usualmente posee características que lo hacen adecuado para su distribución y utilización.
Por tal razón en la mayoría de los casos en las estaciones de producción se instalan plantas
de deshidratación y endulzamiento del gas, para ser óptimo para su comercialización o
consumo.
Los componentes de gas natural agrio pueden variar en una amplia concentración de
sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2), mercurio (Hg), agua
(H2O) y una amplia concentración de componentes hidrocarbonados. El H2S y CO2 al tener
contacto con el agua reaccionan y producen corrosión y este es un problema grave por esta
razón se requiere extraer estos componentes del gas, la eliminación H2S se lo llama
“edulcorante”.
Existen varias tecnologías para llevar a cabo este proceso:
PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN
1. Deshidratación por absorción
Deshidratación por metanol
Deshidratación con glicol
2. Deshidratación por adsorción
Deshidratación química
Deshidratación física
34
PROCESO DE ENDULZAMIENTO
a) Endulzamiento por absorción
Endulzamiento con Solventes Químicos
Endulzamiento con Carbonato de Potasio
Endulzamiento y recuperación de azufre
Endulzamiento con Aminas
Endulzamiento con Solventes Físicos
Endulzamiento con Solventes Híbridos o Mixtos
b) Endulzamiento por absorción
Procesos de Deshidratación del Gas Natural
Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos que flotan en el agua pero se
hunden en los hidrocarburos líquidos, parecidos a la nieve que se forman por la reacción
entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los
hidratos, por lo general son del 10% de hidrocarburos y 90% de agua y su gravedad
específica está por la el orden de los 0.98.
a) Evitar la formación de hidratos
Este componente puede detener y/o entorpecer el flujo del gas en la tubería. La formación
de hidratos ocurre cuando el gas natural contiene cantidades de agua, la misma que se
condensa dentro del transporte del gas en la tubería y en otros equipos, que son utilizados
para el transporte del gas y pueden causar problemas de operaciones.
Se podría utilizar el metanol o monoetilenglicol para evitar estos problemas, debido a que
estos compuestos bajan el punto de roció y esto ayuda a evitar la formación de los hidratos.
Para que no se formen los hidratos se debe evitar las siguientes condiciones:
35
Condiciones Primarias
La temperatura a la que se debe encontrar debe ser igual o menor a la del punto de
roció del agua que se encuentra asociada al gas o en presencia de agua libre.
Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos.
Darse el proceso a bajas temperaturas a las presiones de operación.
Darse el proceso a altas presiones a la temperatura de operación.
Condiciones secundarias
Altas velocidades de los fluidos
Presiones pulsantes o inestables
Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación
Introducción del gas en un pequeño cristal de hidratos
b) Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo
y distribución.
El gas que se encuentra listo para ser transportado debe contener los niveles de agua que
se encuentran establecidos en la norma. Para poder transportar el gas por la tubería debe
tener entre máximo 5-7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas.
c) Evitar la congelación de agua en los procesos criogénicos
No es aplicable para los procesos criogénicos los niveles de 5-7 libras de agua por cada
millón de pies cúbicos normales de gas, porque en los procesos criogénicos se debe trabajar
con una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y
esto será un problema para el proceso.
DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN
En este proceso de mucha utilidad por lo general se utilizan los glicoles y el metano.
Consiste en sacar el vapor de agua de las corrientes de gas natural, obteniendo un contacto
líquido. El líquido ayuda como superficie absorbente y debe cumplir con varias condiciones
que a continuación son descritas: (Maddox, 1982)
36
- Alta afinidad con el agua a bajo costo
- Poseer estabilidad hacia lo componentes de gas y bajo perfil corrosivo
- Viscosidad baja
- Estabilidad de regeneración
- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto
- Baja solubilidad con las fracciones liquidas del gas natural
- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON METANOL
El metano es un compuesto deshidratante pero tiene un elevado costo, debido a esto se
tiene algunas limitaciones como:
- Es usado temporalmente
- La formación de hidratos son de alta inestabilidad, debido a las condiciones
operacionales.
- La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias
pueden ser muy altas.
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL CON GLICOLES
Estos componentes están en una gran cantidad, los mismos son de bajo costo y sus
viscosidades están por debajo de los 100-150 CPS, lo que ocasiona que los fluidos tengan
dificultad a fluir. En el proceso de deshidratación se tiene los compuestos más utilizados a
continuación.
37
Tabla 10. Compuestos Glicoles
COMPUESTO
FÓRMULA
PESO
MOLECULAR
(lb/lbmol)
PUNTO DE
CONGELAMINETO (F)
(lb/lbmol)
ETILENGLICOL (EG) HOC2H4OH 62.10 8
DIETILENGLICOL (DEG) OH(C2H4O)2H 106.1 17
TRIETILENGLICOL (TEG) OH(C2H4O)3H 150.2 19
TETRAETILENGLICO
(TTEG) OH(C2H4O)4H 194.2 22
FUENTE: (Marcano, 2011)
Estos compuestos son usados en la torre de absorción, ya que los mismos son de gran
ayuda para poder obtener temperatura inferiores a la del punto de roció, las pérdidas de
vapores son menores que las obtenidas con otros compuestos. Se debe tener en cuenta que
el Trietilenglicol (TEG) no se debe utilizar a temperaturas menores a 50 ⁰F porque se obtiene
un incremento considerable en la viscosidad. Mientras que le Etilenglicol (EG) y el
Dietilenglicol (DEG) son utilizados con mayor frecuencia inyectados en la corriente de gas,
estos no pueden ser usados a temperaturas de menos a 20 ⁰F.
Factores de deterioro del glicol
a) La acidez en el proceso de absorción con glicol.- Al descomponerse el glicol
en presencia de oxígeno, temperatura alta en el horno y con un pH por debajo de
5.5 el glicol se auto oxida, formando: óxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Para
evitar la formación de este tipo de productos se recomienda mantener el pH en
rangos de 6-8.5, siendo un óptimo pH el de 7.3. Por lo general las sustancias que
son más usadas para aumentar el valor del pH son las alcolaminas.
b) Contaminación con sales.- Los hidrocarburos, las parafinas y el gas natural en
varios casos, pueden llevar consigo sales del pozo, al ingresar a la planta de
deshidratación estas sales se almacenan en las paredes del tubo produciendo
graves problemas operacionales.
38
c) Formación de espumas.- Se puede tener formación de espuma la que puede ser
de tipo mecánica o química, esto es un factor de alta incidencia que afecta a la
eficiencia en los procesos de deshidratación.
En conclusión tanto la espuma de tipo químico como mecánico producen una
deshidratación pobre y considerables pérdidas de glicol. Se puede evitar la
formación de espumas, con un antiespumante pero por pocos periodos hasta que
se puede encontrar la causa de formación de espumas.
d) Absorción de hidrocarburos.-- Los hidrocarburos al tener un valor de punto
de rocío alto, pueden ser absorbidos por el glicol, mucho más si tenemos
presencia de aromáticos.
e) Punto de congelamiento de la solución agua-glicol.- Debido a este punto se
puede conocer cuando se forman los primeros cristales de hielo de la mezcla de
glicol-agua.
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA TORRE DE DESIDRATACIÓN
a) Torre de absorción.- Una torre de absorción puede ser diseñada con platos copa
(esto se usa cuando el flujo de líquido es menor que el flujo del gas), para diseñar el
número de platos con los que debe estar constituida la torre de absorción, son
calculados a través de equilibrios dinámicos.
b) Rehervidor.- La fuente de energía con la que trabaja un rehervidor es de dos tipos,
fuente directa o indirecta.
c) Filtros.- Cuando tenemos el glicol, los filtros de mayor uso son los de tipo tamiz.
d) Bombas.- Las más usadas son las bombas de desplazamiento positivo.
e) Acumulador de glicol.- Este equipo debe tener un nivel de líquido y un dispositivo
para poder determinar la temperatura del glicol pobre. (Jiménez, 2015)
39
Ilustración 12. Planta se Deshidratación con Glicol. FUENTE: Base de datos de Sullivan (1952)
DESHIDRATACIÓN DEL GAS NATURAL POR ADSORCIÓN
Es mecanismo de deshidratación consiste en que las moléculas de un fluido liquido o
gaseoso pueden ser retenidos en una superficie sólida o a su vez líquida, esta se basa
básicamente en las fuerzas de la superficie.
a. Adsorción Química.- Se la define como un proceso en la que se encuentran
caracterizadas las reacciones químicas que se pueden dar entre el material adsorbente
y el fluido. Es poco utilizado en la deshidratación del gas natural.
b. Adsorción Física.- Para este proceso de adsorción se requiere un material
adsorbente, que debe contar con algunas características, debe tener una gran
superficie, actividad con los compuestos a ser removidos del fluido, tasa de
transferencia de masa considerable, una regeneración de fácil manejo, una lata de
resistencia mecánica, a su vez debe ser económico y no corrosivo, ni tóxico.
Materiales utilizados en la Adsorción de Agua en el gas Natural
a. Tamices Moleculares
b. Alúmina Activada
c. Sílica Gel
d. Carbón Activado
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Procesos de Endulzamiento del Gas Natural
Este proceso tiene como objetivo la eliminación de compuestos ácidos del gas natural,
los de mayor importancia son: el Sulfuro de Hidrogeno (H2S) y Dióxido de Carbono (CO2).
Además se tienen otros compuestos ácidos como son el Sulfuro de Carbonillo (COS) y el
Desulfuro de Carbono (CS2), estos compuestos ácidos pueden dañar a las soluciones
químicas que son utilizadas para endulzar al gas. Estos compuestos no son reportados en la
composición del gas que se va a procesar. Estos problemas son de alto riesgo en el
tratamiento industrial de endulzamiento; puesto que, si tenemos una alta concentración de
estos, es posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, porque pueden alterar el
tratamiento normal de los endulzadores.
Procesos de Endulzamiento del Gas Natural
Esto se lo puede realizar a través de los siguientes procesos:
A. Proceso de Absorción
B. Proceso de Adsorción
C. Proceso de conversión Directa
D. Remoción con Membranas
Ilustración 13. Diagrama de flujo de un proceso de endulzamiento con aminas FUENTE: (Petrowiki, 2015)
41
ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL MEDIANTE EL PROCESO DE ABSORCIÓN.
El proceso de endulzamiento del gas natural mediante la absorción esta conceptualizado
como la penetración o desaparición aparente de las moléculas o iones de uno o más
sustancias en el interior de un sólido o líquido, teniendo en cuenta que algunos compuestos
son fácilmente absorbidos. Este proceso en el que se tiene la facilidad de que un líquido es
capaz de absorber un compuesto gaseoso. Para este paso de endulzamiento de gas natural, el
proceso de absorción se lo obtiene con la utilización de solventes químicos, físicos, híbridos
o mixtos. (Marcano, 2011)
a) Procesos de Absorción con solventes Químicos
Por lo general una gran parte de los disolventes endulzadores químicos son
alcanolaminas, lo que son compuestos formados mediante el reemplazo de uno, dos o tres
átomos de hidrogeno de la molécula de amoniaco con radicales de otros compuestos para
formar aminas primarias, secundarias o terciarias, respectivamente. Las aminas son bases
orgánicas débiles que se han utilizado durante muchos años en el tratamiento de gases para
eliminar el CO2 y el H2S del gas natural así como del gas de síntesis. Estos compuestos se
combinan químicamente con los gases ácidos en el contactor para formar sales inestables.
Las sales se descomponen bajo la temperatura elevada y baja presión en el alambique
(Petrowiki, 2015)
1. Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2CO3) en caliente.
Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio
y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla
especialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfaces
liquido-vapor y de la reacción del carbonato con los gases ácidos La solución se retira en la
base del absorvedor y es enviada a temperatura constante hacia la parte superior de la torre
despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida después de
expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica. (Marcano, 2011)
42
2. Proceso de Endulzamiento y recuperación de Azufre (S)
Para la eliminación del sulfuro de hidrógeno (H2S) que se encuentra asociado al gas
natural, es separado mediante el proceso de destilación atmosférica, es de gran importancia
para así poder evitar tener emisiones de azufre mientras se está quemando esta mezcla como
combustible de la misma refinería. La obtención del sulfuro de hidrogeno (H2S) del gas, se
produce mediante el proceso de absorción con mezclas acuosas de aminas. La mezcla rica
en sulfuro de hidrogeno (H2S) se puede regenerar por agotamiento con el vapor, el que
recircula a la absorción. Al sulfuro de hidrogeno (H2S) obtenido se combustiona
parcialmente para obtener una porción adecuada de sulfuro de hidrogeno (H2S) y óxido de
azufre (SO2) que seguidamente se le pone en contacto con una reacción catalítica y obtener
el azufre elemental (S). (Marcano, 2011)
3. Endulzamiento de gas natural con aminas
Se tiene el endulzamiento del gas natural mediante solventes químicos, en la mayoría de
los casos se utiliza las aminas. Se tiene definidas a las aminas como primarias, secundarias
y terciarias para hacer hincapié al número de grupos alquilo (𝐶𝐻3‾ ), al desplazarlos a
hidrogeno en la molécula de amoniaco (NH3).
Aminas Primarias
a. Monoetanolamina (MEA)
Esta amina fue la primera en ser usada para el endulzamiento del gas ácido. Esta base
es más fuerte que la Dietalomina (DEA) y a su vez se caracteriza por tener una presión
de vapor mucho más alta que de la (DEA); consecuentemente las pérdidas de vapor son
mucho más altas que para el DEA. La monoetanolamina es capaz de formar compuestos
no regenerativos (degradación) con:
CO2
COS
CS2
43
b. Diglicolamina (DGA)
Este proceso fue implementado por The Flour Corp. en la década de 1950, que lo llamo
al proceso como The Econamine Process. La característica de la DGA sobre el MEA se
puede decir que es de menor velocidad de circulación de la solución esto se da a que tiene
mayor concentración de disolvente; es decir, se tiene una mayor recolección de gas ácido
por volumen de la solución circulante. Por consiguiente podemos generar un ahorro de
capital debido a que el equipo de regeneración es mucho más pequeño para el DGA en
comparación del MEA. Pero tiene problema por la degradación de un producto químico con
CO2 y al tener mayor solubilidad en los compuestos más pesados de los hidrocarburos en la
solución con respecto con la de MEA.
Aminas Secundarias
c. Dietanolamina (DEA)
Se consideró como un solvente popular para el tratamiento de gases ácidos en la década
de los años 1960 en seguida que fue desarrollada para dicha aplicación en Francia. Se la
utiliza a concentraciones mayores que la MEA. La dietanolamina (DEA) tiene la
característica de obtener mayor cantidad de gas acido por volumen de solución circulante,
debido a esto se tiene un mayor ahorro de energía en circulación y regeneración. Este no
forma compuestos no regenerativos con COS y CS2 como anteriormente se describió a la
MEA. La resistencia de la solución se encuentra por lo general entre el 25 y 40 % con cargas
molares en el intervalo de 0.35 y 0.63.
44
Ilustración 14. Planta de endulzamiento con amina DEA FUENTE: (Edrmann, 2009)
d. Disopropanolamina (DIPA)
Básicamente esta amina no es utilizada por si sola como disolvente edulcorante; es decir,
esta forma parte de la formulación de un disolvente Sufinol.
Aminas Terciarias
e. Trietanolamina (TEA)
Esta amina no se encuentra en uso para el proceso de endulzamiento del gas.
f. Metildietanolamina (MDEA)
Esta amina MDEA tiene una reacción lenta con CO2 respecto a las anteriores. Tiene la
tendencia a formar una sal diferente con CO2 con respecto a las otras aminas ya descritas,
de igual forma a una velocidad menor de reacción. Se tiene como diferencia en las tasas de
reacción con H2S y CO2 la MDEA una caracterización diferente con respecto a las otras
aminas, a saber selectividad de H2S sobre CO2. (Petrowiki, 2015)
45
Componentes utilizados en el endulzamiento del gas natural con aminas
a. Un separador de entrada
b. El absorbedor o contactor
c. Tanque de venteo
d. Intercambiador de calor amina-amina
e. Regenerador
f. Tanque de abastecimiento
g. Bomba de solución pobre
h. Recuperador o reconcentrador
i. Regenerador
j. Filtros
k. Enfriador de la solución pobre
Ilustración 15. Planta de endulzamiento del gas natural. FUENTE: (Zullian, 2014)
b) Procesos de absorción con solventes físicos
Este proceso tiene como característica la capacidad de absorber de forma preferencial,
diferentes sustancias ácidas de las corrientes de hidrocarburos. Este proceso tiene un calor
de reacción menor que el calor de reacción con solventes químicos.
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Procesos de absorción con solventes híbridos o mixtos
En este proceso se da la combinación de solventes químicos y solventes físicos, se
encuentran combinadas las características de ambos. El solvente logra regenerarse mediante
la separación en etapas múltiples y fraccionarias. Los solventes mixtos son capaces de
remover todos los gases ácidos, adicionalmente el COS, CS2 e incluso los mercaptanos.
Tiene como ventaja que la solubilidad de los hidrocarburos con un alto peso molecular no
se encuentra afectada y se tiene una eficiencia en este proceso. (Marcano, 2011)
Ilustración 16. Diagrama de endulzamiento SULFINOL. FUENTE: (Marcano, 2011)
A. Endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción
Con este proceso se pueden remover las impurezas y se encuentra basado en que ciertos
materiales que tiene como característica su porosidad fijan ciertos tipos de moléculas en su
superficie. La adsorción es un fenómeno que se tiene en la superficie de un sólido que
permite contener gases, líquidos o sustancias disueltas en su superficie. Al tener la superficie
del sólido contacto con la corriente de gas, esta adsorbe a las sustancias ácidas.
47
B. Proceso de conversión directa
Este tipo de proceso se caracteriza por la selectividad hacia la remoción de H2S. Al
sulfuro de hidrogeno se lo remueve de la corriente de gas, mediante un solvente que se
encuentra en constante circulación en el sistema, este es reducido fácilmente por H2S y a su
vez rápidamente oxidado por el aire, de este modo produce azufre elemental. En el mercado
los procesos más comerciales son: Stretford, Takahax y Ferrox
Ilustración 17. Esquema de un proceso de conversión directa a sulfuros. FUENTE: (Villalba, 2006)
Remoción con membranas
Mallas Moleculares.- Las mallas moleculares son definidas como lechos finos que
operan en ciclos de trabajo, son útiles para deshidratar el gas natural, eficaces cuando
se los usa para absorber físicamente los compuestos ácidos (H2S y CO2) y se
regeneran al ser sometidos a temperaturas elevadas o disminuyendo la presión.
Membranas.- Se puede separar al aprovechar algunas ventajas que poseen, como la
afinidad/difudividad. El agua, el dióxido carbono y el sulfuro de hidrogeno en su
mayoría son difusores, pueden difundir con mayor facilidad. Los gases lentos, son
los que se encuentran en la parte posterior de la ventana sin difundir.
48
Estas características definen a las membranas como ideales para ser aplicadas en sitios
remotos o para tratar volúmenes de gas muy bajos. No es absoluto su efecto en la
separación, lo que generaría pérdidas de hidrocarburos en las corrientes de gas acido.
(Villalba, 2006)
Ilustración 18. Esquema de Proceso de Membrana de una etapa FUENTE: (Villalba, 2006)
49
Tabla 11.Ventajas y desventajas de las diferentes tecnologías para el endulzamiento del gas
FUENTE: (Villalba, 2006)
ABSORCIÓN QUÍMICA ABSORCIÓN FÍSICA ADSORCIÓN FÍSICA MEMBRANA
VENTAJAS DESVENTAJAS VENTAJAS DESVENTAJAS VENTAJAS DESVENTAJAS VENTAJAS DESVENTAJAS
No esta afecta por la
presión parcial del
gas acido
Alto consumo de
vapor
Bajos requerimientos
de energía
Depende de la
presión parcial y la
temperatura del gas
acido
Bajo contenido de
CO2 en el gas
producido
Válida para bajos
contenidos de CO2
inicial
Bajos
requerimientos de
energía
Depende de la
presión parcial y la
temperatura del gas
acido
Baja absorción de
HC
Tendencia a la
formación de
espuma (excepto el
carbonato caliente
Baja corrosión
Absorción HC
(afectación unidad
Claus)
Baja corrosión Alta temperatura de
regeneración Naja corrosión
Alto contenido
residual de CO2
Es de dominio
publico
Agua de caldera para
completación
Remueve
mercaptanos
Alto costo de
solventes
Puede remover
mercaptanos
Bajo contenido de
agua en el gas
producido
Sensible a ciertos
contaminantes
Costo de solvente
razonable
Tendencia a la
corrosión
Bajo contenido de
agua en el gas
producido
Proceso patentado
No hay necesidad de
solvente puro para
completación
Corto tiempo de vida
de las membranas(3
a 5 años)
Amplias referencias
industriales
No hay necesidad de
agua pura para
completación
Puede ser operada
sin mucha
supervisión
Proceso Patentado
por licencias
50
CAPÍTULO III
3.1. Tipo de Estudio
El presente estudio técnico es de tipo técnico-económico que permitió analizar la
posibilidad de sustituir el diésel que se utiliza para la generación eléctrica por el gas asociado
como combustible.
3.2. Universo
El universo son las plataformas SAC-420, SAC-470 y SAC-480 de Campo Sacha, con la
producción hasta el mes de enero 2016 con los pozos que cuentan con gas asociado.
3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos
Los datos de los pozos fueron obtenidos directamente del Campo Sancha y mediante
técnicos de la empresa Petroamazonas EP:
Reportes diarios de producción
Cromatografía de gases
Los datos de generadores de gas fueron obtenidos de proveedores actuales y potenciales,
dentro y fuera del Ecuador.
3.4. Procesamiento y Análisis de la información
Los datos no-confidenciales fueron administrados directamente por la tesista
Los datos confidenciales fueron procesados dentro de las oficinas de Petroamazonas y
entregados por técnicos con las respectivas restricciones.
El análisis de información fue efectuado directamente por la tesista y discutidos con el
tutor.
51
3.5. Presentación de resultados
La presentación de los resultados fue tabulado en forma de tablas y gráficos para tener
una mejor forma de evidenciar las técnicas y procesos que fueron realizados en el presente
estudio técnico. El estudio técnico de titulación se colocará online en la página web
www.dspace.uce.edu.ec
3.6. Aspectos administrativos
Todos los aspectos administrativos fueron realizados en coordinación con los
requerimientos de la compañía Petroamazonas EP, la secretaría de la Carrera de Ingeniería
de Petróleos de FIGEMPA, y el tutor. La tesista será responsable de los aspectos de
confidencialidad de la compañía Petroamazonas EP.
52
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
4.1. Ubicación del área de estudio
El campo Sacha se encuentra en la provincia de Francisco de Orellana en el sector norte
de la amazonía ecuatoriana; delimita al norte con los campos Palo Rojo, Eno, Ron y Vista,
mientras que al sur con los campos Culebra-Yulebra; al este con los campos Mauro Dávalos
Cordero y Shushufinfi – Aguarico y al oeste con los campos Pucuna, Paraiso y Huachito
(Ilustración 36)
Este campo se encuentra ubicado geográficamente en las siguientes coordenadas: entre
los 00⁰11′00″ y 00⁰24′30″ latitud norte; con una extensión de 13 minutos con 30 segundos,
(equivalente a una franja latitudinal de 24.6 kilómetros en línea de aire); y para cerrar el
cuadrante: desde los 76⁰49′40″, hasta los 76⁰54′16″ longitud oeste; con una extensión de 4
minutos con 36 segundos, (equivalente a una franja longitudinal de 8.51 kilómetros en línea
de aire); resumiendo una extensión aproximada de 209.35 Km2.
Ilustración 19. Mapa de la ubicación del campo Sacha. FUENTE: (Rio Napo CEM, 2009)
53
Ilustración 20. Delimitación del campo Sacha. FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
4.2. Geología del campo Sacha
De los historiales de El Sacha, en los estudios correspondientes al Departamento de
Ingeniería Civil: (PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Estructuralmente El Sacha es un anticlinal de dirección NNE-SSO (fig. 1.2) cortado en su
flanco oeste por una falla transpresional dextral. Se localiza en el flanco occidental del “play”
central (corredor Sacha-Shushufindi). Tiene un ancho de 4 km al norte y alrededor de 7 km
al centro y sur, y una longitud aproximada de 33 km. Presenta un cierre vertical máximo de
alrededor de 240´a la caliza “A” (culminación en el área del pozo Sacha 1), en un área de
130,18 Km2. (PETROPRODUCCIÓN, 2009)
Bajo la estructura Sacha de edad cretácica, se desarrolló el anticlinal “Sacha Profundo”,
de posible edad jurásico inferior-tardío a medio, que plegó los depósitos paleozoicos y
trisico-jurasicos de formación Sacha (Santiago-equivalente), el mismo que fue probado con
el pozo Sacha profundo -1 sin resultados positivos.
54
La estructura Sacha, al igual que Shushufindi, se formó en la primera etapa de inversión
tectónica o sea entre el Turoniano Terminal y el Maastrichtiano, como muestra la variación
de espesor de las formaciones Napo Superior y Tena entre el flanco occidental y el alto de
la estructura.
55
El hidrocarburo de la cuenca oriente del Ecuador está relacionado con la era mesozoica y
los depósitos sedimentarios de toda la edad de cretácico inferior a medio, el que describe a
las formaciones Hollín y Napo; y, además de la edad del Cretácico superior descrito por las
formación Basal Tena (Ilustración 4.2)
Con relación a los estudios de los estratos y sus propiedades, que van desde la superficie
hasta las zonas de interés para la cuenca oriental del Ecuador, definen prácticamente la
conformación de la estratigrafía del campo Sacha.
4.3. Descripción litológica que resume a los yacimientos que tiene el campo Sacha
Tabla 12. Yacimientos del campo Sacha Litología
FORMACIÓN DECRIPCIÓN LITOLÓGICA
HOLLIN INFERIOR Arenisca
HOLLIN SUOPERIOR Arenisca
NAPO T INFERIOR Arenisca, lutita, caliza
NAPO U INFERIOR Arenisca y lutita
BASAL TENA Arenisca
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Producción de estaciones del campo Sacha
En el campo Sacha se tiene 4 estaciones en las que se recolecta la producción de los pozos
del campo a continuación: Ilustración 4.3
Estación Sacha Norte 2
Estación Sacha Norte 1
Estación Sacha Central
Estación Sacha Sur
56
Ilustración 21. Estaciones de producción del campo Sacha. FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Plataformas del campo Sacha
Se hace referencia a la producción de tres plataformas en las que se desea sustituir el
diésel por gas natural para la generación de energía eléctrica, son plataformas recolectoras
de la producción de algunos pozos del campo Sacha. Tabla 12.
57
Tabla 13. Producción de las Plataformas del campo Sacha
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
UBICACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO SACHA
Ilustración 22. Ubicación de los pozos del campo Sacha FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
PLATAFORMA 420 470 480
POZO CERRADO 2 1 2
POZO PRODUCIENDO 7 8 6
58
4.3.1. Datos PVT
Los datos PVT de los PAD´S 420, 470 y 480 de campo sacha fueron obtenidos en el
laboratorio, con muestras de cada plataforma.
Tabla 14. Datos PVT de las formaciones del campo Sacha
DATOS PVT TI UI
Pi: Presión inicial (psi) 4146 4054
Pb: Presión de burbuja (psi) 1264,7 1529,7
⁰API 27-29 27-28
Temperatura de Reservorio ⁰F 221 219
βo (Bls/BF) 1,2739 1,21
GOR (PCS/BF) 412 260
Viscosidad (cp) 1,3919 3,454
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
4.3.2. Datos petrofísicos
Tabla 15. Parámetros petrofísicos de las formaciones del campo Sacha
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Parámetro
Reservorio
Basal Tena Napo Hollin
¨U¨ ¨T¨ Superior Inferior
Espesor neto
promedio (pies) 9 23 21 12 12
Porosidad (%) 18 16.7 14.5 14.2 17.1
Permiabilidad (md) 433 425 240 130 350
Salinidad (ppmcl) 18000-30000 20000-25000 10000-20000 1000-4000 <1000
59
4.3.3. Producción de petróleo y gas de los PAD 420, 470 y 480
El campo Sacha ha disminuido su producción de crudo e incrementado el volumen de
gas.
En el historial del campo Sacha se registró que el 6 de julio de 1972 se obtuvo una tasa
diaria de producción de 29269 BPPD, pero tuvo un incremento en su producción con un
valor de 117591 BPPD en el mes de noviembre del mismo año. Esta fue la máxima
producción registrada en el campo.
Consecuentemente la producción de petróleo del campo ha sufrido subidas y bajas en su
producción, estabilizándose con un promedio de 60000 BPPD hasta el año 1994, a partir de
este año empezó a tener declinación, sin embargo en la actualidad se tiene una producción
diaria de 70000 BPPD.
PRODUCCIÓN DE LA PLATAFORMA 420
La plataforma 420 está conformada con 9 pozos, en producción se encuentran 7 y 2
cerrados, son pozos nuevos que empezaron su producción en el año 2014.
60
Tabla 16. Producción de petróleo, agua y Gas de la plataforma 420
Mes Producción de Petróleo (BPPM) Producción de Gas (MSCFM) Producción de Agua (BAPM)
mar-14 25830 10642 260
abr-14 25948 10690 260
may-14 39889 16434 452
jun-14 49903 20560 514
jul-14 46723 19250 482
ago-14 58066 22222 555
sep-14 59945 22723 520
oct-14 80595 31358 600
nov-14 90983 35647 9409
dic-14 109884 42301 2502
ene-15 112090 42823 1140
mar-15 101275 39035 1185
abr-15 100445 38675 1230
may-15 98615 38085 1239
jun-15 95492 36890 1279
jul-15 91190 35819 1471
ago-15 91432 35945 1193
sep-15 94395 36342 1645
oct-15 96113 37139 1319
nov-15 102288 39837 3740
dic-15 104015 40515 14480
ene-16 103414 40176 18021
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Ilustración 23. Perfil de producción de petróleo, agua y gas FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
nov-13 mar-14 jun-14 sep-14 dic-14 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16 may-16
PR
OD
UC
CIÓ
N
TIEMPO
PERFIL DE PRODUCCIÓN PETRÓLEO, GAS Y AGUA PAD 420
Producción de Petróleo (BPPM)Producción de Gas (MPCPM)Producción de Agua (BAPM)
61
PRODUCCIÓN DE LA PLATAFORMA 470
La plataforma 470 está conformada con 9 pozos de los cuales 8 se encuentran en
producción y uno se encuentra cerrado, empezaron su producción en el año 2014.
Tabla 17. Producción de petróleo, gas y agua de la plataforma 470
Mes
Producción de
Petróleo (BPPM)
Producción de
Gas (MSCFM)
Producción de
Agua (BAPM)
may-14 6232 2568 11109
jun-14 30546 12585 3755
jul-14 27827 11465 3361
ago-14 27038 11140 2925
sep-14 78084 24406 12173
oct-14 110519 32800 19690
nov-14 108353 32013 18711
dic-14 102237 30505 19425
ene-15 145663 41254 52102
feb-15 163981 46023 42788
mar-15 165412 46509 55208
abr-15 186373 51688 40655
may-15 175760 49039 46184
jun-15 161992 45345 45247
jul-15 163254 45698 48953
ago-15 160635 44985 52907
sep-15 157255 44259 55327
oct-15 168628 49939 65862
nov-15 170194 50851 61895
dic-15 173804 52706 64893
ene-16 175920 53942 63230
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
62
Ilustración 24. Perfil de producción de petróleo, agua y gas FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
PRODUCCIÓN DE LA PLATAFORMA 480
Tabla 18. Producción de gas de la plataforma 480
Mes
Producción de Petróleo
(BPPM)
Producción de Gas
(MSCFM)
Producción de
Agua (BAPM)
ago-14 16120 6641 340
sep-14 14117 10872 1267
oct-14 13373 13503 1823
nov-14 10863 12171 1593
dic-14 11435 12501 1665
ene-15 10832 11723 1592
feb-15 10957 11280 1737
mar-15 10775 17741 1855
abr-15 10230 17579 1890
may-15 9662 17871 1832
jun-15 9075 20202 1885
jul-15 15446 26630 6846
ago-15 11269 30631 3149
sep-15 10759 29617 3069
oct-15 10336 28675 3066
nov-15 10468 28057 3038
dic-15 10685 26594 2975
ene-16 10425 25466 2935
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
0
50000
100000
150000
200000
mar-14 jun-14 sep-14 dic-14 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16 may-16
PR
OD
UC
CIÓ
N
TIEMPO
PERFIL DE PRODUCCION DE PETRÓLEO, GAS Y AGUA PAD 470
PRODUCCIÓN DE GAS MPCPMPRODUCCIÓN DE PETRÓLEO BPPMPRODUCCIÓN DE AGUA BAPM
63
Ilustración 25. Perfil de producción de petróleo, agua y gas. FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Reservas de Gas de los PAD 420, 470 y 480
Para determinar las reservas de gas en las tres plataformas del presente estudio se utilizó
el método de declinación de producción a fin de poder proyectar el caudal de gas que se
estimaría tener en 10 años de producción de los pozos.
Cada una de las plataformas tiene un promedio de 9 pozos, se determinó la declinación
de cada pozo debido a que el caudal que se dispone, proviene de diferente arena productora
y se realizó un análisis por separado de cada pozo, porque se requiere saber las reservas de
cada plataforma.
Con el modelo de declinación exponencial se determinó una estimación de producción
hasta el 31 de diciembre del 2026.
Los datos fueron facilitados por la empresa RIO NAPO CEM, el historial de cada pozo
que conforma la plataforma fue tomado hasta el mes de enero del 2016, como punto de
partida para la estimación de las reservas de gas que se requieren para la generación de
energía eléctrica.
0
10000
20000
30000
40000
jun-14 sep-14 dic-14 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16
PR
OD
UC
CIÓ
N
TIEMPO
PERFIL DE PRODUCCION DE PETRÓLEO, GAS Y AGUA PAD 480
Producción de Petróleo (BPPM) Producción de Gas (MPCPM)
Producción de Agua (BAPM)
64
RESERVAS DE LA PLATAFORMA 420
El PAD cuenta con 9 pozos de los que se tiene en producción 7 pozos, mientras que los
2 pozos restantes se encuentran cerrados.
Se estimó una producción de caudal de gas acumulado de 2561763 MSCF hasta el 31 de
diciembre del 2026.
Ilustración 26. Perfil de producción del PAD 420. FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
RESERVAS DE LA PLATAFORMA 470
El PAD cuenta con 9 pozos de los que se tiene en producción 8 pozos, mientras que un
pozo se encuentra cerrado.
Se estimó una producción de caudal de gas acumulado de 3195109 MSCF hasta el 31 de
diciembre del 2026.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
abr-12 dic-14 sep-17 jun-20 mar-23 dic-25 sep-28
PR
OD
UC
CIO
N E
N M
PC
PM
TIEMPO MESES
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS PAD 420
Produccion Declinación
65
Ilustración 27. Perfil de producción del PAD470.
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
RESERVAS DE LA PLATAFORMA 480
El PAD cuenta con 8 pozos de los que se tiene en producción 6 pozos, mientras que los
2 pozos restantes se encuentran cerrados.
Se estimó una producción de caudal de gas acumulado de 1319050 MSCF hasta el 31 de
diciembre del 2026.
Ilustración 28. Perfil de Producción del Pad 480 FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
abr-12 dic-14 sep-17 jun-20 mar-23 dic-25 sep-28
PR
OD
UC
CIO
N E
N M
PC
PM
TIEMPO MESES
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS PAD 470
Producción
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
abr-12 dic-14 sep-17 jun-20 mar-23 dic-25 sep-28PR
OD
UC
CIO
N E
N M
PC
PM
TIEMPO MESES
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE GAS PAD 480
Producción Declinación
66
4.3.4. Composición del gas asociado
El gas asociado al petróleo que tienen las plataformas del campo Sacha es bueno, las
cromatografías de los PAD´s 420, 470 y PAD 480, fueron realizadas en el mes de marzo del
2014.
CROMATOGRAFÍA DEL GAS ASOCIADO DEL PAD 420
En la cromatografía del gas asociado al petróleo en la plataforma 420, encontró que tiene
un contenido de metano (CH4) alto del 56% de composición molar, y un porcentaje de 10%
promedio de contenido de hidrocarburos pesados (C3+). Además tiene un porcentaje del 8%
de dióxido de carbono (CO2), también posee impurezas cómo nitrógeno (N2) en un 5% y
agua.
El ácido al entrar en contacto con el agua reacciona formando soluciones acidas, las
mismas que son muy inestables y pueden causar problemas en las operaciones de
producción, razón por la que es mejor desecharlas del gas en el proceso de deshidratación.
67
Tabla 19. Propiedades Físico Químicas del PAD 420 del campo Sacha
Temperatura
(⁰R) 563,94
Presión (Psi) 40,03
COMPONENTE YI 1 YI2 YI
PROMEDIO
Tci
(⁰R)
Tsc
(⁰R)
Pci
(Psia)
Psc
(Psia)
Masa
(g/mol) Mas*yi
PCi
(BTU/SCF)
PC bruto
(BTU/SCF)
METANO 50,38 62,48 0,5643 343,34 193,7 667 376,4 16,04 9,05137 1010 570
ETANO 8,23 6,89 0,0756 547,73 41,41 707,8 53,51 30,07 2,27329 1769,6 134
PROPANO 14,08 8,39 0,11235 665,92 74,82 615 69,1 44,1 4,95464 2516,1 283
ISO-BUTANO 3,09 1,78 0,02435 734,41 17,88 527,9 12,85 58,12 1,41522 3251,9 79
n-BUTANO 7,32 3,79 0,05555 765,6 42,53 548,8 30,49 58,12 3,22857 3262,3 181
ISO-PENTANO 2,86 1,08 0,0197 828,96 16,33 490,4 9,661 72,158 1,42151 4000,9 79
n-PENTANO 1,68 0,7 0,0119 845,7 10,06 488,1 5,808 72,15 0,85859 4008,9 48
HEXANO 0,66 0,59 0,00625 911,8 5,699 439,5 2,747 86,18 0,53863 4755,9 30
NITRÓGENO 4,11 6,09 0,051 227,51 11,6 492,8 25,13 28,1 1,4331 0 0
CO2 7,59 8,21 0,079 550,07 43,46 1069,5 84,49 44,01 3,47679 0 0
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
VALORES PSEUDOREDUCIDOS Y
PSEUDOCRITICOS
RESULTADOS DE DENSIDAD
ESPECIFICA Y FACTOR DE
COMPRESIBILIDAD
RESULTADOS PESO
MOLECULAR APARENTE Y
PODER CALORFICO
Tsc (⁰R) 457,535 δ 0,989 PCBRUTO 1403
Psc(Psia) 670,173 Z 0,89 Masa 28,65
Tsr 1,2326
Psr 0,0597
68
CROMATOGRAFÍA DEL GAS ASOCIADO DEL PAD 470
En la cromatografía del gas asociado al petróleo en la plataforma 470, se encontró que
tenemos un gas con contenido de metano (CH4) de 59% y un porcentaje de 10% promedio
de contenido de hidrocarburos pesados (C3+). Se tiene dióxido de carbono (CO2) en un
porcentaje del 8%, también posee impurezas cómo Nitrógeno (N2) en un 3% y además
contiene agua.
69
Tabla 20. Propiedades físico químicas del PAD 470 del campo Sacha
Temperatura (⁰R) 563,94
Presión (Psi) 40,03
COMPONENTE Yi Tci (⁰R) Tsc (⁰R) Pci (Psia) Psc
(Psia)
Mwi
(g/mol) Ma
PCi
(BTU/SCF)
PC bruto
(BTU/SCF)
NITRÓGENO 3% 227,5 7,6 492,8 16,5 28,1 0,9 0 0
METANO 59% 343,3 203,6 667 395,6 16 9,5 1010 599
CO2 9% 550,1 50,6 1069,5 98,3 44 4 0 0
ETANO 9% 547,7 51,8 707,8 67 30,1 2,8 1769,6 167,4
PROPANO 14% 665,9 91,8 615 84,7 44,1 6,1 2516,1 346,7
ISO-BUTANO 0% 734,4 0 527,9 0 58,1 0 3251,9 0
n-BUTANO 0% 765,6 0 548,8 0 58,1 0 3262,3 0
ISO-PENTANO 3% 829 22,1 490,4 13,1 72,2 1,9 4000,9 106,8
n-PENTANO 1% 845,7 12,1 488,1 7 72,2 1 4008,9 57,3
HEXANO 1% 911,8 7,5 439,5 3,6 86,2 0,7 4755,9 39
TOTAL 100% 447,1 685,7 MWt= 27,1 1316,3
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
VALORES
PSEUDOREDUCIDOS Y
PSEUDOCRITICOS
Tsc 447,067757
Psc 685,72656
Tsr 1,26141953
Psr 0,05837604
RESULTADOS DE
DENSIDAD ESPECIFICA
Y FACTOR DE
COMPRESIBILIDAD
DENSIDAD 0,9348645
Z 0,9
RESULTADOS PESO
MOLECULAR APARENTE Y
PODER CALORFICO
PCBRUTO 1403,0611
Masa 28,6517
70
CROMATOGRAFÍA DEL GAS ASOCIADO DEL PAD 480
En la cromatografía del gas asociado al petróleo en la plataforma 480, se encontró que
tenemos un gas con contenido de metano (CH4) de 55% , Además posee dióxido de carbono
(CO2), en un porcentaje de 9% , impurezas cómo Nitrógeno (N2) en un 5% y agua
71
Tabla 21. Propiedades físico químicas del PAD 480 del campo Sacha
Temperatura (⁰R) 563,94
Presión (Psi) 40,03
COMPONENTE Yi Tci
(⁰R)
Tsc
(⁰R)
Pci
(Psia)
Psc
(Psia)
Mwi
(g/mol) Ma*Yi
PCi
(BTU/SCF)
PC bruto
(BTU/SCF)
NITRÓGENO 3% 227,5 7,6 492,8 16,5 28,1 0,9 0 0
METANO 59% 343,3 203,6 667 395,6 16 9,5 1010 599
CO2 9% 550,1 50,6 1069,5 98,3 44 4 0 0
ETANO 9% 547,7 51,8 707,8 67 30,1 2,8 1769,6 167,4
PROPANO 14% 665,9 91,8 615 84,7 44,1 6,1 2516,1 346,7
ISO-BUTANO 0% 734,4 0 527,9 0 58,1 0 3251,9 0
n-BUTANO 0% 765,6 0 548,8 0 58,1 0 3262,3 0
ISO-PENTANO 3% 829 22,1 490,4 13,1 72,2 1,9 4000,9 106,8
n-PENTANO 1% 845,7 12,1 488,1 7 72,2 1 4008,9 57,3
HEXANO 1% 911,8 7,5 439,5 3,6 86,2 0,7 4755,9 39
TOTAL 100% 447,1 685,7 MWt= 27,1 1316,3
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
VALORES PSEUDOREDUCIDOS Y
PSEUDOCRITICOS
Tsc 447,06
Psc 685,72
Tsr 1,261
Psr 0,058
RESULTADOS DE DENSIDAD
ESPECIFICA Y FACTOR DE
COMPRESIBILIDAD
DENSIDAD 0,934
Z 0,9
RESULTADOS PESO
MOLECULAR APARENTE Y
PODER CALORFICO
PCBRUTO 1316,3
Masa 27,1
72
COTENIDO DE CO2
El contenido de CO2 que se encuentra asociado al gas natural tiene una relación inversa
con respecto al poder calorífico neto; es decir, al tener un porcentaje alto de CO2 indica que
el gas posee un poder calorífico neto muy bajo, pero pasa lo contrario cuando tenemos
niveles bajos de CO2 se tiene un poder calorífico neto alto.
Al tener un poder calorífico alto se considera al gas como bueno para ser usado como
combustible; la energía que un gas puede dar por cada pie cúbico, el gas de los PAD´s 420,
470 y 480 es de buena calidad para el uso que se desea dar en la generación de energía
eléctrica.
4.3.5. Sistema de generación eléctrica que se requiere en los PAD 420, 470 y 480
En el presente estudio se realiza la selección de un sistema de generación eléctrica,
considerando parámetros ambientales, técnicos y económicos.
La energía eléctrica que necesita cada plataforma es proporcional a la cantidad de barriles
de fluido que se extraen del yacimiento, con este antecedente se puede proyectar a futuro la
demanda eléctrica que se requiere para producir los barriles de fluido en cada PAD del
campo Sacha.
Los PAD´s del campo Sacha tienen actualmente un sistema de generación, con equipos
que usan como combustible el diésel, para satisfacer la demanda de energía eléctrica que
necesitan en cada uno de los PAD.
73
Tabla 22. Generadores de los PAD’S del campo Sacha
GENERADORES
PAD 420
PAD 470
PAD 480
MODELO CCAT3512B CAT3512B CAT3516B CAT3516B CAT3512B CAT3512B
POTENCIA
NOMINAL (kw) 1360 1360 1750 1750 1360 1360
POTENCIA
CONSUMIDA
(kw)
350 350 520 520 200 200
Pot. Instalada (kw) 8940
Pot. Efectiva (kw) 2140
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
En los PAD´S del campo Sacha la energía que se requiere para la producción del petróleo
desde el yacimiento tiene una tendencia lineal como se muestra en las siguientes gráficas.
y = 0,4444x - 18241
0
100
200
300
400
500
600
700
jun-14 sep-14 dic-14 abr-15 jul-15 oct-15 ene-16
PO
TEN
CIA
(K
W)
TIEMPO (MES)
ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 420
ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 420 Lineal (ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 420)
Ilustración 29. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 420
74
Ilustración 30. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 470
Ilustración 31. Gráfica de historial de energía requerida por el PAD 480
De acuerdo a las gráficas podemos definir a la energía eléctrica requerida por los PAD´S
como constante. A continuación tenemos la potencia que se requiere en una hora es la
siguiente.
y = 0,5383x - 21822
0
200
400
600
800
1000
1200
feb-15 abr-15 may-15 jul-15 sep-15 oct-15 dic-15 ene-16
PO
TEN
CIA
(kw
)
TIEMPO (MES)
ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 470
ENERGIA Lineal (ENERGIA )
y = 0,2435x - 10018
0
50
100
150
200
250
300
350
dic-14 feb-15 abr-15 may-15 jul-15 sep-15 oct-15 dic-15 ene-16
PO
TEN
CIA
(kw
)
TIEMPO (MES)
ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 480
ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 480 Lineal (ENERGIA REQUERIDA POR EL PAD 480)
75
Tabla 23. Potencia de energía de las plataformas
PLATAFORMAS POTENCIA KWH
PAD 420 577.7
PAD 470 1037.5
PAD 480 380.10
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
Consumo de diésel en los generadores instalados en los PAD´S del campo Sacha
El consumo de diésel que requieren los generadores que se encuentran en los PAD´S del
campo Sacha está basado en la eficiencia que da cada generador de acuerdo a la potencia en
la que los equipos se encuentran trabajando actualmente.
Tabla 24. Consumo de diésel en los generados instalados en los PAD´S del campo Sacha
El consumo total de diésel que se necesita para la generación eléctrica en las tres
plataformas del campo Sacha es de 4284,48 galones y representa un promedio de 128520
galones mensualmente. Los valores en costo por cada galón de diésel es de 1,91 dólares, con
el volumen de 4284,48 galones de diésel por día RIO NAPO - CEM está invirtiendo 8184,35
dólares por día de combustible en la generación de energía eléctrica, para cumplir con sus
operaciones en sus plataformas.
Actualmente en la industria petrolera se necesita contar con una capacidad confiable de
generación eléctrica para poder cubrir con la demanda actual y futura, los equipos que
actualmente tienen los PAD´s son de alquiler, lo que genera costos tanto en lo que
PLATAFORMAS GENERADORES
CONSUMO
DIARIO
(GALS)
CONSUMO
MENSUAL
(GALS)
PAD 420 2 1440 43200
PAD 470 2 1524,48 45734,4
PAD 480 2 1320 39600
TOTAL 4284,48 128520
76
corresponde al alquiler de la maquinaria sumado el valor por la compra de diésel y el
mantenimiento técnico.
4.4. Selección del equipo de generación eléctrica
Para poder seleccionar un excelente equipo de generación eléctrica se consideran
parámetros importantes como lo son técnicos, económicos y ambientales.
El presente proyecto tiene la finalidad de disminuir los costos en generación eléctrica y
además brindar un manejo adecuado al gas que se quema en los mecheros, para así ser más
amigables con el medio ambiente sin afectarlo.
4.5. Proyección de la demanda de energía eléctrica a futuro de los PAD´S del campo
Sacha.
La energía eléctrica necesaria a futuro para cubrir las necesidades operacionales de las
plataformas se encuentra en función de lo la cantidad de hidrocarburo que se extrae del
yacimiento.
Para determinar la capacidad que necesita una planta para generar energía eléctrica se
requiere lo siguiente:
La demanda de energía eléctrica que requiere las plataformas del campo Sacha
corresponde a:
Tabla 25. Producción y potencia requerida actualmente
Plataforma Potencia requerida kwh Producción BFPD
PAD 420 577.7 4047.8
PAD 470 1037.5 7971.6
PAD 480 380.10 445.3
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
77
Se estima que la producción de gas no bajaría a niveles inferiores a los requeridos
para ser usado como combustible, para la generación de energía eléctrica para
abastecer la demanda en los PAD´S.
Se relaciona la cantidad de barriles extraídos en función de la energía requerida para su
producción, puede ser descrita mediante la siguiente relación, que es definida como factor
útil.
𝐹 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎
𝑢𝑛𝑖𝑜𝑑𝑎𝑑𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜
Ecuación (10) Factor Útil
F= Factor útil en KW/Bls
Tabla 26. Factor de potencia útil
Plataforma Potencia
requerida kw
Producción
BFP
Fp Factor Útil
KW/Bls
PAD 420 577.7 4047.8 0.14
PAD 470 1037.5 7971.6 0.13
PAD 480 380.10 445.3 0.85
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
En resumen se puede describir como la cantidad de energía que se necesita para poder
extraer cada barril de hidrocarburo.
4.6. Selección del sistema de generación eléctrica que remplace al actual en los PAD´S
del campo Sacha.
78
Propuestas de Generación
I. MOTORES A GAS
ESQUEMA DE MOTOR A GAS PARA PAD
420 (PERFORMANCE DATA)
DATOS TÉCNICOS
MODELO: VHP7100GSI/GSID S4
CILINDRAJE: V12
EFICIENCIA ELÉCTRICA: 25-45%
POTENCIA: 835 – 1050 Kw
COMSUMO COMBUSTIBLE (BTU/H): 1184700
ESQUEMA DE MOTOR A GAS PARA PAD 470
(PERFORMANCE DATA)
DATOS TÉCNICOS
MODELO: VHP7100GL
CILINDRAJE: V12
EFICIENCIA ELÉCTRICA: 25-45%
POTENCIA: 845 – 1210 Kw
COMSUMO DE COMBUSTIBLE (BTU/H): 12234000
ESQUEMA DE MOTOR A GAS PARA PAD 480
(PERFORMANCE DATA)
DATOS TÉCNICOS
MODELO: VHP7100GSI/GSID S4
CILINDRAJE: V12
EFICIENCIA ELÉTRICA: 25-45%
POTENCIA: 835 – 1050 Kw
COMSUMO DE COMBUSTIBLE (BTU/H): 11847000
|
79
II. MICROTURBINAS A GAS
ESQUEMA DE MICROTURBINA A GAS PARA PAD 420 (PERFORMANCE DATA)
DATOS TECNICOS
MODELO: C800 R-HD4-U00
EFICIENCIA ELCTRICA: 33%
POTENCIA: 800 kw
COMSUMO DE COMBUSTIBLE
BTU/H): 9120000
ESQUEMA DE MICROTURBINA A GAS PARA PAD 470 (PERFORMANCE DATA)
DATOS TÉCNICOS
MODELO: C1000 R-HD4-U00
EFICIENCIA ELCTRICA: 33%
POTENCIA: 1Mw
COMSUMO DE COMBUSTIBLE
(BTU/H): 11400000
ESQUEMA DE MOTOR A GAS PARA PAD 420 (PERFORMANCE DATA)
DATOS TECNICOS
MODELO: C1000
EFICIENCIA ELCTRICA: 33%
POTENCIA: 800 kW
COMSUMO DE COMBUSTIBLE
(BTU/H): 9120000
80
4.7. Diseño de compresores para el gas de las plataformas 420, 470 y 480 del campo
Sacha.
i. DISEÑO DEL COMPRESOR REQUERIDO EN LA PLATAFORMA PAD 420
𝑅 = (𝑃𝑑
𝑃𝑠)
1𝑛⁄
Ecuación (11) Relación de compresión
Dónde:
𝑅= Relación de compresión
𝑃𝑑 𝑒𝑛 𝑝𝑠𝑖𝑎= Presión de descarga
𝑃𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑠𝑖a= Presión de succión
𝑛= Número de etapas
Datos
P separador= 55 psia
Ps=45 psia
Pd=90 psia
n=1 etapa
𝑅 = (104.73
59.73)
11⁄
𝑅 =1.75 < 3.5 esto quiere decir que cuando n=1 si es suficiente para la necesidad.
Se requiere un compresor de una etapa para poder comprimir al gas de 45 psi hasta
90 psi requerida por el sistema en cada plataforma. Además esta será usada por el sistema
restante. La tecnología de microturbinas requiere una presión para su sistema de 80 psi
para poder generar energía eléctrica.
ii. DETERMINACIÓN DE LA TEMPERATURA DE DESCARGA
DATOS
Ts=70⁰F, Promedio de la temperatura del ambiente
81
n=1 eficiencia politrópica requerida para compresores reciprocantes
K= calculado en la tabla que se encuentra a continuación con la temperatura promedio
de 150 ⁰F.
Tabla 27. Relaciones de calores específicos del gas
COMPONENTE MCp a 150 ⁰F (𝑩𝑻𝑼
𝒍𝒃 𝒎𝒐𝒍 ⁰𝑭)
NITRÓGENO 6.96
METANO 8.95
CO2 8.95
ETANO 13.8
PROPANO 19.2
ISO-BUTANO 25.7
n-BUTANO 25.1
ISO-PTANO 31.5
n-PENTANO 31.5
HEXANO 37.3
PLATAFORMA 420
Tabla 28. Relaciones de calores específicos (Plataforma 420)
COMPONENTE yi MCp a 150 ⁰F (𝑩𝑻𝑼
𝒍𝒃 𝒎𝒐𝒍 ⁰𝑭)
MCp*yi
(𝑩𝑻𝑼
𝒍𝒃 𝒎𝒐𝒍 ⁰𝑭)
NITRÓGENO 0,051 6,96 0,355
METANO 0,5643 8,95 5,050
CO2 0,079 8,95 0,707
ETANO 0,0756 13,78 1,042
PROPANO 0,11235 19,52 2,193
ISO-BUTANO 0,02435 25,77 0,627
n-BUTANO 0,05555 25,81 1,434
ISO-PENTANO 0,0197 31,65 0,624
n-PENTANO 0,0119 31,85 0,379
HEXANO 0,00625 37,93 0,237
12,411
FUENTE: (Río Napo CEM, 2016)
82
𝑀𝐶𝑣 = 𝑀𝐶𝑝 − 1.98
Ecuación (12) Relación de Calores Específicos
𝑀𝐶𝑣 = 12.411 − 1.98 = 10.431 (𝐵𝑇𝑈
𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙 ⁰𝐹)
𝐾 =𝑀𝐶𝑝
𝑀𝐶𝑣
𝐾 =12.411
10.431
𝐾 = 1.189
Obtención de la temperatura de descarga para un compresor de una etapa:
𝑇𝑑=𝑇𝑠 (𝑃𝑑
𝑃𝑠)
𝑘−1𝑘
∗1𝑛
Donde:
𝑇𝑑= Temperatura de descarga (⁰R)
𝑇𝑠= Temperatura de succión (⁰R)
𝑃𝑑= Presión de descarga (PSIA)
𝑃𝑠= Presión de succión (PSIA)
𝑘= constante de calor especifico (Cp/Cv)
𝑛=eficiencia politrópica para compresor reciprocante =1 y para centrífugos 0.80
Se recomienda que la temperatura de descarga se encuentre en niveles por debajo de los
275 ⁰F para que los empaques puedan tener una vida útil mayor, además evitar que el aceite
lubricante se degrade cuando los niveles de temperatura se encuentran por encima de los
300⁰F se tiene oxigeno de ignición y debido a esto bajo ninguna circunstancia se puede tener
una temperatura que exceda los 350⁰F.
83
𝑇𝑑=530 (104.73
59.73)
1.189−11.189
∗11
Ecuación (13) Temperatura de descarga
𝑇𝑑=579.30 ⁰R
𝑇𝑑=119.3 ⁰F
En conclusión tenemos un valor de temperatura de descarga menor a 275 ⁰F que es la
temperatura que es recomendable usar.
iii. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD Y VOLUMEN
ESPECÍFICO
Datos:
𝑄𝑔 =1 (MMPCPD) A 14.73 PSI Y 520 ⁰R
𝑇𝑠 =520 ⁰R
𝑝𝑇𝐶 = 457.5
𝑝𝑃𝑐 =670.2
𝑍𝑠 = 0.89
�̅� = Factor de comprensiblidad del gas a condiciones medias
�̅� =𝑍𝑠 + 𝑍𝑑
2
Ecuación (14) Factor de Compresibilidad
Cálculo de factor de compresibilidad en la descarga
Datos:
T= 579.3 ⁰R
P= 104.73
84
Temperatura pseudoreducida
𝑇𝑟 =𝑇
𝑝𝑇𝐶
Ecuación (15) Temperatura Pseudoreducida
𝑇𝑟 =579.3
538= 1.076
Presión pseudoreducida
𝑃𝑟 =𝑃
𝑝𝑃𝐶
Ecuación (16) Presión Pseudoreducida
𝑃𝑟 =104.73
880= 0.119
Con el uso de la figura se obtiene el valor de Z que representa el factor de compresibilidad.
Zd=0.97
�̅� =0.89 + 0.97
2
�̅�=0.93
iv. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA
Potencia
𝑩𝑯𝑷 = 0.0857(�̅�)1𝐾(𝑍𝑆)
𝐾−1𝐾 (
𝑄𝑆𝐶𝑇𝑆
𝐸𝑀𝐸𝑢) (
𝐾 𝑛𝑝
𝑘 − 1) (𝑅
𝑘−1𝑘 − 1)
Ecuación (17) Potencia Efectiva
BHP = Potencia efectiva
Z̅ = Promedio del factor de compresibilidad del gas
ZS = Factor de compresibilida del gas en la succion
K = Relacion de calores especificos (1.189)
QSC = Caudal del gas a condiones normales (1.34 MMPCPD @ 60 ⁰F y 14.73 psi)
85
TS = Temperatura de succion de la etapa (⁰R)
EM = Eficiencia mecánica (0.94 compresores reciprocantes)
Eu = Eficiencia adiabática (0.87 compresores reciprocantes)
np = Eficencia politrópica (1 compresores reciprocantes)
R = Relacion de compresion por etapa (1.75)
𝐁𝐇𝐏 = 0.0857(0.93)1
1.189(0.89)1.189−1
1.189 (1.34 ∗ 530
0.94 ∗ 0.87) (
1.189
1.189 − 1) (1.75
1.189−11.89 − 1)
𝐁𝐇𝐏 = 𝟒𝟎. 𝟐𝟑𝐇𝐏 = 𝟑𝟎. 𝟎𝟐 𝐊𝐖
v. DETERMINACIÓN DEL ACFM
𝐀𝐂𝐅𝐌 =19.6ZSTSQSC
PS
Ecuación (18) Capacidad del Compresor
𝐀𝐂𝐅𝐌 =19.60 ∗ 0.89 ∗ 530 ∗ 1.34
55
𝐀𝐂𝐅𝐌 = 225.25 PC/min
Es recomendado un compresor de baja potencia Anexo 6
Tabla 29. Diseño de compresores para las plataformas 420, 270 y 480.
ÍTEM PAD 420 PAD 470 PAD 480
i Diseño del compresor R=1,75 R=1,75 R=1,75
ii Determinación de la
temperatura de descarga 𝑇𝑑 = 579,30 °𝑅 𝑇𝑑 = 581.54 ⁰𝑅 𝑇𝑑 = 𝑇𝑑=577.17 ⁰R
iii Determinación del
factor de compresibilidad �̅� = 0,93 �̅� = 0.92 �̅� = 0.925
iv Determinación de la
potencia
BHP=40,23
HP=30,02 kW
BHP= 47.67 𝐻𝑃 =
35.57 𝐾𝑊
BHP= 24.31 =
18.14𝐾𝑊
v Determinación de la
ACFM
ACFM=225,25
scf/min
ACFM=268.95 𝑃𝐶/
𝑚𝑖𝑛
ACFM=136.99 𝑠𝑐𝑓/
𝑚𝑖𝑛
86
4.8. Diseño de planta de tratamiento de gas.
La planta de gas fue diseñada de acuerdo a las especificaciones requeridas por el
fabricante de los motores a gas.
Se encuentra enfocada principalmente en:
Deshidratar el gas
Eliminar la cola de Hidrocarburos pesados
Modificar el punto de roció del gas
PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
Ilustración 32. Planta de tratamiento de gas. FUENTE: (Roth, 2016)
87
COMPONENTES PRINCIPALES
Ilustración 33. Diagrama de planta de tratamiento de gas en simulador HYSYS FUENTE: (Roth, 2016)
Sistema de compresión
Módulo de deshidratación
Sistema de refrigeración
DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE GAS
88
Ilustración 34. Layout de planta de tratamiento de gas FUENTE: (Roth, 2016)
4.9. Obtención de condensados del gas natural
Los condensados que se encuentran en el gas natural tienen que ser separados del mismo
para así cumplir con las especificaciones requeridas por los fabricantes de las tecnologías en
las que se usa el gas como combustible en la generación de energía eléctrica.
Principio de Coalescencia
La formación de gotas de un líquido y su separación del fluido gaseoso que las contiene
se fundamenta en la teoría cinética de los gases y en el proceso de estrangulación. El fluido
gaseoso contaminado con un líquido pasa a través de los primeros espacios libres del
elemento filtrante.
Las partículas de líquido contenidas en el fluido gaseoso son muy pequeñas, incluso
vapor. Debido al proceso de estrangulación estas partículas se ponen en contacto unas con
otras, aumentado su tamaño y se inicia la formación de pequeñas gotas. Las pequeñas gotas
a través de sucesivos estrangulamientos del elemento filtrante chocan entre sí, aumentan su
89
tamaño hasta que se desprende del elemento filtrante y caen por gravedad. El proceso es
continuo. El resultado es la eliminación (99.9%) de líquido de fluido gaseoso. (UNITECNO,
2015)
Ilustración 35. Principio de coalescencia.
FUENTE: (UNITECNO, 2015)
PAD 420 Contenido de agua en los hidrocarburos
Determinación del contenido de agua en los hidrocarburos
Dado:
P = 69.76 psia
T = 70 ℉
W = yHCWHC + yCO2WCO2
+ yH2sWH2s
Ecuación (19) Contenido de Agua en los hidrocarburos
WHC = 260 (lbH2O
MMPC)
WH2s = 0
𝑊𝐶𝑂2= 100 (lb
H2O
MMPC)
90
yHC = 0.92
yCO2= 0.08
W = 260 ∗ 0.92 + 100 ∗ 0.08 = 247,2 (lbH2O
MMPC)
PAD 470 Contenido de agua en los hidrocarburos
Determinación del contenido de agua en los hidrocarburos
Dado:
P = 69.76 psia
T = 70 ℉
W = yHCWHC + yCO2WCO2
+ yH2sWH2s
WHC = 260 (lbH2O
MMPC)
WH2s = 0
WCO2= 100 (lb
H2O
MMPC)
yHC = 0.92
yCO2= 0.08
W = 260 ∗ 0.92 + 100 ∗ 0.08 = 247,2 (lbH2O
MMPC)
PAD 480 Contenido de agua en los hidrocarburos
Determinación del contenido de agua en los hidrocarburos
Dado:
P = 69.76 psia
91
T = 70 ℉
W = yHCWHC + yCO2WCO2
+ yH2sWH2s
WHC = 260 (lbH2O
MMPC)
WH2s = 0
WCO2= 100 (lb
H2O
MMPC)
yHC = 0.91
yCO2= 0.09
W = 260 ∗ 0.91 + 100 ∗ 0.09 = 245,6 (lbH2O
MMPC)
Estimación de recuperación de hidrocarburos líquidos presentes en el gas natural Anexo 7
92
Tabla 30. Estimación de recuperación de hidrocarburos líquidos presentes en el gas natural
TEMPERATURA ETANO PROPANO i-BUTANO n-BUTANO I-PENTANO n-PENTANO n-HEXANO n-HEPTANO GLOBAL
-40 19% 56% 81% 88% 97% 98% 99% 99% 22%
-35 13% 46% 74% 82% 94% 95% 98% 98% 20%
-30 10% 37% 65% 75% 90% 93% 97% 97% 19%
-25 8% 28% 54% 65% 85% 89% 96% 96% 12%
-20 7% 20% 43% 55% 77% 83% 95% 95% 10%
-15 4% 13% 30% 40% 65% 73% 91% 91% 9%
FUENTE: (Roth, 2016)
93
Se calculará un estimado de los GPM de la composición de gas asociado antes de su
ingreso a la planta de tratamiento de gas, con la composición se obtuvo los galones de líquido
de hidrocarburos que se podrían extraer de la misma, con la siguiente ecuación.
GPM = ∑1000 ∗ yi ∗ (
GALMOLE) i
379,49 PC/MOL
n
i=1
Ecuación (20) Galones de líquido de Hidrocarburos
GPM= Galones de líquido por cada 1000 SFC de gas natural
Yi= Fracción molar de la composición de la mezcla.
(𝐺𝐴𝐿
𝑀𝑂𝐿𝐸)= Líquido por mol de composición en galones por mol
94
Tabla 31. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 420
COMPONENTE Yi Mwi
Densidad del
líquido
(lb/ft3)
DA=379*ƿL/7,7481*Mwi
Densidad del
Líquido
(lb/ft3)
GPM GALONES
POR DÍA
% DE
RECOBRO
COREGIDO
GAL/DIA
NITRÓGENO 0,051 28,1
METANO 0,5643 16
CO2 0,079 44
ETANO 0,0756 30,1
PROPANO 0,11235 44,1 31,646 36,35 4,08 3,09 1856,40 37% 686,87
ISO-BUTANO 0,02435 58,1 35,135 30,64 0,75 0,79 477,43 65% 310,33
n-BUTANO 0,05555 58,1 36,455 31,79 1,77 1,75 1049,74 75% 787,31
ISO-PENTANO 0,0197 72,2 38,976 27,35 0,54 0,72 432,70 90% 389,43
n-PENTANO 0,0119 72,2 39,393 27,64 0,33 0,43 258,61 93% 240,51
HEXANO 0,00625 86,2 41,451 24,36 0,15 0,26 154,11 97% 149,49
TOTAL 100% MWt= 7,62 7,04 4228,99 2563,93
Se tiene una producción de gas de 600,1 MSCFD con esta cantidad de gas se podría producir un estimado de 61,04 Barriles de Hidrocarburos
líquidos.
95
Tabla 32. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 470
COMPONENTE Yi Mwi
Densidad del
liquido
(lb/ft3)
DA=379*ƿL/7,7481*Mwi
Densidad del
Líquido
(lb/ft3)
GPM GALONES
POR DÍA
% DE
RECOBRO
COREGIDO
GAL/DIA
NITRÓGENO 0,030 28,1
METANO 0,590 16
CO2 0,090 44
ETANO 0,090 30,1
PROPANO 0,140 44,1 31,646 36,35 5,09 3,85 6924,27 37% 2561,98
ISO-BUTANO 0,000 58,1 35,135 30,64 0,00 0,00 0,00 65% 0,00
n-BUTANO 0,000 58,1 36,455 31,79 0,00 0,00 0,00 75% 0,00
ISO-PENTANO 0,030 72,2 38,976 27,35 0,82 1,10 1634,54 90% 1471,10
n-PENTANO 0,010 72,2 39,393 27,64 0,28 0,36 650,50 93% 604,97
HEXANO 0,010 86,2 41,451 24,36 0,24 0,41 738,07 97% 715,93
TOTAL 100% 6,43 5,72 10285,20 5335,96
Se tiene una producción de gas de 1798 MSCF por día, con esta cantidad de gas se podría producir un estimado de 127,05 Barriles de Hidrocarburos
líquidos.
96
Tabla 33. GPM Galones de líquidos de hidrocarburos producidos PAD 480
COMPONENTE Yi Mwi
Densidad del
liquido
(lb/ft3) DA=379*ƿL/7,7481*Mwi
Densidad del
Líquido
(lb/ft3) GPM
GALONES
POR DÍA
% DE
RECOBRO
COREGIDO
GAL/DIA
NITRÓGENO 0,0462 28,1
METANO 0,5483 16
CO2 0,0872 44
ETANO 0,0701 30,1
PROPANO 0,1073 44,1 31,646 36,35 3,90 2,95 2505,41 37% 927,0
ISO-BUTANO 0,0369 58,1 35,135 30,64 1,13 1,20 1022,40 65% 664,56
n-BUTANO 0,0496 58,1 36,455 31,79 1,58 1,56 1324,53 75% 993,40
ISO-PENTANO 0,0485 72,2 38,976 27,35 1,33 1,77 1505,36 90% 1354,82
n-PENTANO 0,0054 72,2 39,393 27,64 0,15 0,20 165,83 93% 154,22
HEXANO 0,0005 86,2 41,451 24,36 0,01 0,02 17,42 97% 16,90
TOTAL 100% 8,10 7,71 6540,96 4110,90
Se tiene una producción de gas de 848,87 MSCF por día, con esta cantidad de gas se podría producir un estimado de 97,88 barriles de
hidrocarburos líquidos.
97
CAPÍTULO V
5. ANÁLISIS ECONÓMICO
Para determinar la rentabilidad de un proyecto, se aplican diferentes métodos que nos
permitan saber si un proyecto es o no económica rentable.
Los métodos que se pueden usar para esta determinación son los siguientes:
Flujo Neto de Caja
El valor presente neto
Tasa Interna de Retorno
Costo/ Beneficio
5.1. Flujo neto de caja
Al flujo neto de caja se lo describe como la sumatoria de todos los ingresos que se tiene
en un proyecto menos los rubros que se estiman tener como gasto, durante el tiempo que se
requiera hacer el estudio.
Flujo de caja = Ingresos – Egresos
5.2. Valor presente neto (VPN)
La sumatoria de los valores de flujo neto de caja actualizados constituye el valor presente
neto de un proyecto, menos la inversión inicial que estima.
Para que un proyecto pueda ser rentable el VPN debe ser mayor que cero. Se lo define
como un proyecto rentable que va a generar ganancia.
Si el VPN es igual a cero, K que es la tasa de interés pasaría a llamarse TIR. En otras
palabras se define que este proyecto no tendría ni ganancia ni perdida. Esto significa que no
98
se podría tener un valor monetario por encima de la rentabilidad y las decisiones deben
tomarse basados en otros criterios.
Si el VPN es menor que cero se lo define como un proyecto no rentable, debido a que
producirá perdidas y se lo debería rechazar.
5.3. Tasa interna de retorno (TIR)
La tasa interna de retorno está definida como la rentabilidad o tasa de interés que puede
dar una inversión en un proyecto. Se encuentra relacionada con el VPN.
5.4. Costo / Beneficio
También se lo puede describir como el índice neto de rentabilidad, este método determina
la relación entre el costo y el beneficio que se encuentran ligados a un proyecto de inversión.
Se lo obtiene del cociente entre el VPN y los ingresos totales.
5.4.1. Resumen del análisis económico de acuerdo a cada tecnología
El análisis económico para las 2 tecnologías tiene una duración de 10 años.
5.4.1.1. Análisis económico de la opción 1 (Motores a gas).
1. Para poder utilizar los motores a gas como equipos que generen energía eléctrica
se debe previamente dar un tratamiento al gas asociado, debido a esto se necesita
una planta de tratamiento de gas, de acuerdo a las especificaciones requeridas por
el fabricante de los motores.
2. La empresa RS ROTH S.A presenta una propuesta de alquiler de una planta de
gas, que tiene un costo por servicio de renta de 1000 $/día incluido el operador,
esta planta de gas permite deshidratar el gas, eliminar la cola de hidrocarburos
pesados y además modifica el punto de rocío del gas. Los componentes
principales con lo que cuenta la planta propuesta es de un sistema de compresión,
99
un módulo de deshidratación y un sistema de refrigeración. Esta planta se
encuentra diseñada para tratar hasta 1,5 millones de SFCD.
3. El costo de cada motor requerido por PAD es de $600000 c/u, adicional se
requiere de obra civil para la instalación y movilización de los equipos.
5.4.1.2. Análisis económico de la Opción 2 (Microturbinas)
1. Esta tecnología no requiere que se trate al gas asociado para ser usado como
combustible.
2. En esta tecnología se requiere comprimir el gas de 55 PSI a 80 PSI que es lo
requiriendo por el fabricante, se cotizó un compresor de $30000.
3. La compañía de Alquiler y Suministro Petrolero RS ROTH S.A realizó
cotizaciones sobre la venta de microturbinas.
4. Se requiere de obra civil para la instalación y movilización de los equipos.
5.4.2. Determinación de la tecnología más rentable para los PAD´S del campo Sacha.
En el análisis económico se demuestra que existe ganancia al reemplazar el uso de diésel
con gas asociado para generación eléctrica en las siguientes tablas se puede comparar los
valores de la tasa interna de retorno y el valor presente neto que darían cada tecnología en
las plataforma.
PAD 420
La inversión inicial que se requiere para usar los motores es de $1´306.000 este valor
incluye la compra de los equipos, la obra civil y la movilización de la equipos.
La inversión necesaria para usar las Microturbinas es de $1´946.489 incluye la
compra de los equipos y obras requeridas para su instalación.
100
Tabla 34. Comparación económica del PAD 420
Motores a gas Microturbina
TIR 25% 22%
VPN $ 5´397.375 $ 6´384.242
Para el caso del PAD 420 que se requiere producir 1 MW, las dos tecnologías producen
una rentabilidad positiva pero en el caso de las Microturbinas generan mayor ganancia.
PAD 470
La inversión inicial que se requiere para usar los motores es de $1´306.000; incluye
la compra de los equipos, la obra civil y la movilización de la equipos.
La inversión necesaria para usar las Microturbinas es de $1´946.489; incluye la
compra de los equipos y obras requeridas para su instalación.
Tabla 35. Comparación económica del PAD 470
Motores a gas Microturbina
TIR 29% 24%
VPN $ 6´632.964 $ 7´619.831
En el caso del PAD 470 requiere producir 1,2 MW, de igual forma se tiene una
rentablilidad mayor con las Microturbinas que sería la mejor opción.
PAD 480
La inversión inicial que se requiere para usar los motores es de $906.000; incluye la
compra de los equipos, la obra civil y la movilización de los equipos.
La inversión necesaria para usar las Microturbinas es de $1´623.496; incluye la
compra de los equipos y obras requeridas para su instalación.
101
Tabla 36. Comparación económica PAD 480
Motores a gas Microturbina
TIR 44% 36%
VPN $8´450.181 $ 11´110.405
En el caso del PAD 480 se requiere de 700 kW, pero al necesitar de menor energía la
rentabilidad de las 2 tecnologías es similar debido a que en esta plataforma se produce menor
cantidad de gas.
102
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones
Mediante este estudio se ha logrado identificar que es posible cambiar el consumo
tradicional de diésel, por el gas asociado en la generación de energía eléctrica.
El gas que producen las plataformas de este estudio es de buena calidad, debido a
que no tiene un porcentaje alto de CO2 en su composición para el uso en motores
a gas. Darle tratamiento al gas no es costoso, mientras que en el uso de
microturbinas no se requiere tratarlo.
Si todas las empresas que se dedican a la producción de hidrocarburos invirtieran
en tecnologías en las que se usaría el gas asociado como combustible,
disminuirían el impacto ambiental producido por la quema del gas en los
mecheros. Logrando así un beneficio para el medio ambiente y a su vez
económico para la empresa con el ahorro en la compra de diésel.
En el campo Sacha se tiene la cantidad suficiente de gas asociado para la
realización de este proyecto.
6.2. Recomendaciones
Implementar la tecnología de las microturbinas en la generación de energía
eléctrica, para optimizar el uso del gas asociado producido en el campo Sacha.
El ahorro conseguido por el cambio de materia prima para generar electricidad da
un beneficio económico, lo que implica una generación positiva para la empresa.
El estado debería apoyar a esta iniciativa para que sea una norma de uso para
generar energía mediante el uso del gas asociado, logrando beneficiar el medio
ambiente del entorno.
103
CAPÍTULO VII
REFERENCIAS
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ANEXOS
Anexo 1. Especificaciones de Motores a gas
108
109
Anexo 2. Especificaciones Microturbinas
110
111
Anexo 3. Factor de Compresibilidad en función de la presión y temperatura pseudoreducidas
112
Anexo 4. Compresores de baja potencia
113
Anexo 5. Estimación de recuperación de condensados en separador de gasolinas a 200 PSI
114
Anexo 6. Contenido de agua en los hidrocarburos
115
Anexo 7. Análisis Económico
PAD 420
116
117
PAD 470
118
119
PAD 480
120