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PROYECTO DE GRADO "CAMPO VÍBORA"

Optimización del funcionamiento de la Planta de Gas
by

moises alarcon

on 10 December 2013

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Transcript of PROYECTO DE GRADO "CAMPO VÍBORA"

BIENVENIDOS

Tutor: Ing. Msc. Tomas Peredo

Estudiante: Moisés Osvaldo Alarcón Carahuata
UNIVERSIDAD PRIVADA DEL VALLE
ING. PETROLEO, GAS Y ENERGIAS








PROPUESTA TECNICA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE PROCESAMIENTO DE GAS DEL CAMPO VÍBORA, EN FUNCIÓN A VARIACIONES DE CAUDAL DE OPERACIÓN
ANTECEDENTES

Características del gas Boliviano

Crecimiento de la industria del gas, debido a la disminución en la producción de petróleo crudo y al aumento de las reservas de gas.

Planta de Gas Víbora (Planta de ajuste de punto de rocío "DEW POINT").

Incremento a partir de 2012 en la producción del campo de aproxim. 15 MMpcsd gracias al aporte de los nuevos pozos VBR-34D y VBR-35H.
GENERALIDADES
PLANTEAMIENTO
DEL PROBLEMA
Operación de la planta por debajo de su capacidad instalada (90 MMpcsd)
Es posible realizar la optimización del funcionamiento de la planta de procesamiento de gas del campo Víbora, tomando en cuenta la variación del caudal de operación en función al potencial productivo del campo proyectado a 10 años?
Carencia de estudios de adecuación libre de grandes inversiones, ante incrementos y decrecimientos de caudal de procesamiento
Falta de inversión en campos tipo en declinación.
Desaprovechamiento de la tecnología disponible.
Paro permanente de algunas unidades de proceso
Sobre funcionamiento de unidades = Uso injustificado de materias primas
Inversiones económicas adicionales
JUSTIFI -
DEL
PROYECTO
CACIÓN
OBJETIVOS
Elaborar una propuesta técnica para la optimización del funcionamiento de la planta de procesamiento de gas del campo Víbora, en función a variaciones de caudal de operación.
GRACIAS
MARCO TEÓRICO
FUNDAMENTOS DE YACIMIENTOS
YACIMIENTOS
DE GAS
YACIMIENTOS
DE GAS SECO
YACIMIENTOS
DE GAS HUMEDO
YACIMIENTOS
DE GAS CONDESADO
DIAGRAMA DE FASES P Vs. T
PROCESAMIENTO DEL GAS
Plantas de Procesamiento de Gas
SISTEMAS O UNIDADES DE PROCESOS
SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE HIDROCARBUROS
SISTEMA DE SEPARACIÓN
SISTEMA DE COMPRESIÓN
SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN
EL GAS
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
DEL GAS (LTS)
SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN
SISTEMA DE ALMACENAJE
DESHIDRATACIÓN DEL GAS
PROBLEMAS QUE INDUCE EL AGUA EN EL GAS
TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR
EL GAS
ABSORCIÓN
ADSORCIÓN
EXPANSIÓN
INYECCIÓN
CAUSAS
EFECTOS
Descripción general del proceso de deshidratación con TEG
Empleando glicoles (TEG) en torres de contacto
Bombeo de MEG a la corriente de gas mediante atomizadores
Descripción del proceso de deshidratación por inyección de MEG
Declinación Armónica
Declinación Hiperbólica
Declinación Exponencial
En el ámbito petrolero las proyecciones de producción de un pozo o campo productor se las puede determinar a partir de una cuantificación de las reservas, mediante el método de curvas de declinación.
PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN
DATOS GENERALES
PLANTA DE GAS VIBORA

VISTA AEREA "PLANTA DE GAS VÍBORA"
UBICACIÓN
CAMPO VÍBORA

PRINCIPALES SISTEMAS DE PROCESO
* Sistema de Recolección.
* Sistema de Separación.
* Sistema de Compresión.
* Sistema de Deshidratación con TEG.
* Sistema de Enfriamiento del Gas. LTS-1 y LTS-2.
* Sistema de Refrigeración con Propano.
* Sistema de Estabilización.
* Sistema de Almacenaje y Bombeo de Crudo.
* Sistema de Regeneración De Glicol.
HISTORIA:
- El campo Víbora fue descubierto en 1988 por YPFB.

- En 1996 el consorcio Andina S.A. se adjudica las concesiones ofrecidas por decreto supremo, para operar e invertir en el campo.

- Implementación de la Planta Dew Point en 1997.

- En 2008 se efectúa el cambio de denominación a YPFB Andina S.A.
MARCO
PRÁCTICO

HISTORIAL DE
PRODUCCIÓN
CAMPO VÍBORA
Proyecciones de producción del 2012 al 2022
Calculo del índice de declinación
Proyecciones de producción
a partir del historial
de producción del campo
ECUACION EXPONENCIAL:
DISEÑO DE LA PLANTA DE GAS VIBORA MEDIANTE LA HERRAMIENTA DE SIMULACION DE PROCESOS QUIMICOS HYSYS v. 7.1.
DETERMINACIÓN DE LAS CAPACIDADES DE PROCESAMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DESHIDRATACIÓN CON TEG Y MEG
Para el caso del
caudal mínimo
, se elaboraron simulaciones tomando en cuenta los caudales a procesarse a partir de 2012 hasta 2022.
Las capacidades nominales de ambos sistemas de deshidratación son de 90 MMpcsd, las mismas fueron diseñadas en función al caudal máximo a esperarse en el campo
Considerando un funcionamiento en conjunto e individual
*
NO
Superar los 5.5 lb.H2O/MMpcs en el gas deshidratado.

*
NO
Sobrepasar el contenido máximo de hidrocarburos (C3 – C7+) en el TEG rico a regeneración de 0.45% en volumen.
Basado en el procedimiento descrito en el GPSA (GPSA Engineering Data Book), Sección 20 “Deshidratación”
FUNCIONAMIENTO EN CONJUNTO
1
2
SISTEMA DE DESHIDRATACION CON TEG (1) SEGUIDO DEL SISTEMA CON MEG (2)
FUNCIONAMIENTO INDIVIDUAL
CÁLCULO DE GALONAJES DE GLICOL
* El contenido de agua en el gas
* El contenido de agua a retirar
* La Temp. de rocío por agua del gas
* El grado de concentración del glicol
* El galonaje de glicol por libra de agua (Rata)
*
El flujo mínimo de glicol a circular.
Este cálculo permite demostrar un ahorro en el requerimiento de glicol del
45%
considerando un funcionamiento en conjunto (TEG y MEG) con relación al funcionamiento actual.
RESUMEN DE RESULTADOS PARA LA DETERMINACIÓN
DEL CAUDAL MÍNIMO DE PRECESAMIENTO:
El caudal mínimo de procesamiento sería el caudal de abandono de la planta
b) Caudal mínimo de procesamiento “Sistema de deshidratación con MEG”
a) Caudal mínimo de procesamiento “Sistema de deshidratación con TEG”
ADECUACIÓN DE LA UNIDAD DE DESHIDRATACIÓN CON TEG EN FUNCIÓN A LOS NUEVOS VOLUMENES DE GAS A PROCESAR
a) Pérdidas excesivas de solvente (TEG)
b) Excesivo arrastre de hidrocarburos
Pérdidas admisibles durante la operación:
0.10 galones de TEG/MMpcs de gas tratado
(2.38x10 – 3 barriles de TEG/MMpcs, ya que 1bbl = 42 galones).
PRIMERA PARTE
Orientada a determinar las posibilidades de adecuación en un sistema de deshidratación en torres contactoras
PÉRDIDAS EN LA ABSORBEDORA
Temperatura del Glicol de alimentación
PÉRDIDAS EN LA REGENERADORA
Presión de regeneración
Temperatura de regeneración
Temp. de los vapores en el tope de la regeneradora
Normalmente es aceptable un contenido de 0.45% de hidrocarburos (C3 - C7+) presentes en el glicol rico
CONSECUENCIAS
Se origina principalmente por las altas tasas de circulación de glicol
MEDIOAMBIENTALES
ECONÓMICAS
SEGUNDA PARTE
Se realizaron dos simulaciones tomando en cuenta el caudal del año 2012, significando este una referencia para los posteriores años.
a) Simulación I, sin considerar el funcionamiento del sistema de deshidratación con TEG
b) Simulación II, considerando la propuesta de adecuación del sistema de deshidratación con TEG, durante el funcionamiento en conjunto con el sistema de deshidratación con MEG
Resultados insumos y materias primas

Perdidas de glicol por gas tratado = 0.197 gal/MMpcs
(Q=40 MMpcsd, 1 barril = 42 galones)
Resultados acondicionamiento del punto de rocío
Resultados producción total de gas natural y condensados
RESULTADOS
Perdidas de glicol por gas tratado (TEG) = 0.058 gal/MMpcs
Perdidas de glicol por gas tratado (MEG) = 0.056 gal/MMpcs
Resultados insumos y materias primas
Caudal de gas combustible requerido = 0.00488 MMpcsd

Caudal de HC (gas combustible)
a recuperarse del TEG rico
= 0.00235 MMpcsd
Resultados arrastre de hidrocarburos en el TEG rico
Resultados producción total de gas natural y condensados
Resultados acondicionamiento del punto de rocío
REUTILIZAR EL GAS
A VENTILARSE
RESUL
TADOS
1
2
3
Efectuar proyecciones de producción del campo para 10 años (2022).
Desarrollar el diseño de la planta de gas mediante el software de simulación Hysys
Determinar los volúmenes máximos y mínimos de operación para las unidades de deshidratación con TEG y MEG, asimismo determinar por métodos manuales los volúmenes de glicol requerido para cada variación de caudal.
4
Evaluar el funcionamiento de la unidad de deshidratación con TEG, en función a los nuevos caudales de gas a manejarse a partir de 2012, para proponer una mejora en el diseño y funcionamiento de la planta.
5
Estimar los costos de inversión asociado a las adecuaciones desarrolladas en la unidad de deshidratación con TEG.
ANÁLISIS DEL AHORRO ECONÓMICO APLICADO A LA PROPUESTA DE RE-FUNCIONAMIENTO Y ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN CON TEG
137860 $/año
Precios regularizados de glicoles, gas natural y condensables
*
Existe un ahorro en el requerimiento de glicoles (TEG y MEG) de aproximadamente 11760 $/año.
*
Existe un ahorro en la disminución de las pérdidas de glicol (TEG y MEG) de aproximadamente 3440 $/año.
*
Existe un ahorro en la disminución del requerimiento de gas combustible de aproximadamente 24070 $/año.
*
Existe un incremento en la producción del gas natural y condensado, que representan un monto aproximado de 98600 $/año.
Conclusiones
Recomendaciones
En base al análisis del historial de producción del campo se logró determinar una producción aproximada a 2022 de 6.5 MMpcsd, evidenciando una reducción del 83.5% en un periodo de 10 años, siendo el caudal en 2012 de 40 MMpcsd.
*
*
*
*
Para una mayor precisión de las proyecciones de producción de un campo, se recomienda contar con una información detallada del historial de producción y caracteristicas petrofísicas de sus formaciones productoras.
*
Se recomienda la recuperación efectiva de los hidrocarburos arrastrados por el glicol rico y reutilizarlo como gas combustible, sabiendo que su requerimiento en este tipo de Plantas de Gas es alto.
*
Ante niveles bajos de procesamiento es importante elaborar estudios de aducuación libre de grandes inversiones económicas, como los ajustes de parametros de operación evitando alterar la estructura del proceso en general.
*
En todo proceso de adecuación se recomienda incluir Estudios de Impacto Ambiental, sobre todo si estos procesos emplean compuestos con efectos dañinos hacia la salud y medio ambiente, priorizando ante todo la conservación del medio ambiente.
*
UNIVERSIDAD PRIVADA DEL VALLE
ING. PETRÓLEO, GAS Y ENERGÍAS
PROPUESTA TÉCNICA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE PROCESAMIENTO DE GAS DEL CAMPO VÍBORA, EN FUNCIÓN A VARIACIONES DE CAUDAL DE OPERACIÓN
Estudiante:
Tutor:
Moises O. Alarcón C
.
Ing. Msc. Tomas Peredo
Justificación Técnica
Necesidad de un acondicionamiento de las facilidades de producción en superficies aprovechando la totalidad de la tecnología instalada en función a los nuevos volúmenes de gas a procesar.
Justificación Económica


Reducción en gastos de operación, consumo justificado de materias primas y un leve incremento en la producción de condensables y gas natural.
Justificación Social
Mayores recursos económicos destinados a la implementación de programas de desarrollo social en las comunidades aledañas al campo, mejorando su calidad de vida.
OBJETIVO GENERAL
DATOS NECESARIOS:
* Composición promedio y propiedades del fluido producido
* Diagramas de Proceso e Instrumentación de la Planta (P&ID)
* Bibliografía relacionada a Plantas de Procesamiento de Gas (Estimación de algunos parámetros de operación)
AHORRO TOTAL = 137860 $/año
ECUACIONES DE CURVAS DE DECLINACIÓN (Producción Vs Tiempo)
a = (ln qi - lnq)/t
Se consiguió determinar en base a las evaluaciones del funcionamiento de la planta en el simulador, tomando en cuenta las proyecciones de producción realizadas que:
- 90 MMpcsd = Q max unidades de TEG y MEG
- 11.4 MMpcsd (Q2019) = Q min unidad de TEG y caudal de abando = Q min unidad de MEG

*
Se logró identificar que el ajuste de las altas tazas de circulación de glicol y de algunos parametros de operación en el sistema de deshidratación con TEG, son las medidas mas indicadas en busca de una adecuación libre de grandes inversiones con resultados satisfactorios.
El análisis del ahorro económico aplicado a la propuesta de refuncionamiento y adecuacion de la unidad de TEG demostró un importante ahorro económico de aproximadamente 137860 $/año.
A partir de una confiable base de datos, se realizó satisfactoriamente el diseño de la planta mediante el software de diseño y simulación Aspen Hysys v. 7.1, Identificando claramente las distintas unidades de proceso existentes.
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