Desarrollo de algoritmos para el dimensionamiento de una Facilidad Temprana de Producción (EPF) en Microsoft Excel

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. DESARROLLO DE ALGORITMOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE UNA FACILIDAD TEMPRANA DE PRODUCCIÓN (EPF) EN MICROSOFT EXCEL. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS. DANIEL SANTIAGO LLUMIQUINGA LLUMIQUINGA [email protected] ALEJANDRO RAFAEL PROAÑO CORNEJO [email protected]. DIRECTOR: MSc. ING. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO [email protected]. Quito, Mayo 2016.

(2) I. DECLARACIÓN. Nosotros, Daniel Santiago Llumiquinga Llumiquinga, Alejandro Rafael Proaño Cornejo, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. DANIEL SANTIAGO LLUMIQUINGA LLUMIQUINGA. ALEJANDRO RAFAEL PROAÑO CORNEJO.

(3) II. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Daniel Santiago Llumiquinga Llumiquinga y Alejandro Rafael Proaño Cornejo, bajo mi supervisión.. MSc. Ing. Vinicio René Melo Gordillo DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN.

(4) III. AGRADECIMIENTOS. A la Escuela Politécnica Nacional, por acogernos en sus aulas y ofrecernos una oportunidad para cumplir nuestros sueños. A los docentes de la carrera de Ingeniería en Petróleos, por siempre estar prestos ante cualquier inquietud y resolver nuestras dudas. Al MSc. Ing. Vinicio Melo, por ser un excelente docente y por su acertada dirección en este proyecto. Al Ing. Luis Álvarez, por confiar en nuestra capacidad y brindarnos su conocimiento y tiempo en el desarrollo de este proyecto..

(5) IV. DEDICATORIA. A mis padres amados, por su amor incondicional, su apoyo en cada paso de mi vida y su paciencia. A mi querido hermano, por su apoyo incondicional y su cariño. A mi Gaby, por su cariño, amor, apoyo, por permanecer siempre a mi lado y hacerme entender que la vida va más allá de esta realidad. Alejandro. A Dios y la Virgencita del Quinche por sus bendiciones. A mis padres, por su amor y apoyo incondicional. A mis hermanos, por ser mis compañeros de vida e inspiración. A todos quienes hicieron esto posible, al ayudarnos no sólo a mí, sino también a mis hermanos, desde aquí o desde el cielo. Para todos de corazón. Daniel.

(6) V. CONTENIDO CONTENIDO……………………………………………………………………………...............................................V LISTA DE TABLAS ............................................................................................................... XIV LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... XVII LISTA DE ECUACIONES ................................................................................................... XIX SIMBOLOGÍA ………………………………………………………………………........................................... XXIV RESUMEN……………………………………………………………………………………………………………………….XXIX PRESENTACIÓN…………………………………………………………………………………………………………..XXXI CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA A SEGUIR ........................................................................................................ 1 1.1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 1. 1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ........................................................... 1. 1.3. PROPUESTA DE SOLUCIÓN ................................................................. 1. 1.4. FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA..................... 1. 1.4.1. FORMULACIÓN ................................................................................ 1. 1.4.2. SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA ............................................. 2. 1.5. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .................................................... 2. 1.5.1. OBJETIVO GENERAL ...................................................................... 2. 1.5.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 2. 1.6. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO ........................................................ 3. 1.6.1. PRÁCTICA ........................................................................................ 3. 1.6.2. HIPÓTESIS ....................................................................................... 3. 1.6.3. METODOLOGÍA ............................................................................... 3. 1.6.3.1. Dirección de proyectos ................................................................ 4. 1.7. ÁRBOL DE PROBLEMAS ....................................................................... 5. 1.8. ANÁLISIS FODA ..................................................................................... 6. CAPÍTULO 2: FACILIDADES TEMPRANAS DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES ........................................................................................... 8 2.1. TEORÍA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS ........ 8. 2.1.1. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS ...................... 8. 2.1.1.1. Instrumentos por su función ......................................................... 9. 2.1.1.2. Instrumentos por la variable de proceso .................................... 10. 2.1.1.2.1. Medición de presión .............................................................. 10.

(7) VI. 2.1.1.2.1.1. Columnas de líquido ...................................................... 10. 2.1.1.2.1.2. Instrumentos elásticos ................................................... 11. 2.1.1.2.2. Medición de temperatura ...................................................... 13. 2.1.1.2.2.1. Termómetro de bulbo .................................................... 13. 2.1.1.2.2.2. Termómetros bimetálicos .............................................. 14. 2.1.1.2.2.3. Termopares ................................................................... 14. 2.1.1.2.3. Medición de flujo ................................................................... 15. 2.1.1.2.3.1. Medidores de presión diferencial ................................... 15. 2.1.1.2.3.2. Medidores de desplazamiento positivo .......................... 17. 2.1.1.2.3.3. Medidores másicos ........................................................ 18. 2.1.1.2.4. Medición de nivel .................................................................. 19. 2.1.1.2.4.1. Métodos visuales para medición de nivel ...................... 19. 2.1.1.2.4.2. Instrumentos de nivel de tipo hidrostático...................... 20. 2.1.1.3. Instrumentos finales de control .................................................. 21. 2.1.1.3.1. Válvulas de control ............................................................... 21. 2.1.1.3.1.1 2.1.1.4. Tipos de control ......................................................................... 23. 2.1.1.4.1. Control todo – nada .............................................................. 23. 2.1.1.4.2. Lazo abierto .......................................................................... 23. 2.1.1.4.3. Lazo cerrado ......................................................................... 24. 2.1.1.4. 2.2. Tipos de válvulas ........................................................... 22. Diagramas P&ID ........................................................................ 25. 2.1.1.4.1. Simbología ............................................................................ 25. 2.1.1.4.2. Identificación ......................................................................... 27. PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS ............................................... 30. 2.2.1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS ............................................... 30. 2.2.1.1. Gravedad específica del gas...................................................... 30. 2.2.1.2. Factor de compresibilidad del gas ............................................. 31. 2.2.1.2.1. Método de Beggs y Brill ........................................................ 32. 2.2.1.3. Densidad del gas ....................................................................... 32. 2.2.1.4. Viscosidad del gas ..................................................................... 33. 2.2.1.4.1 2.2.2. Correlación de Lee, Gonzalez y Eakin .................................. 33. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO ................................... 34. 2.2.2.1. Gravedad específica del petróleo .............................................. 35. 2.2.2.2. Relación gas - petróleo producido ............................................. 35.

(8) VII. 2.2.2.3. Densidad del petróleo ................................................................ 35. 2.2.2.4. Viscosidad del petróleo .............................................................. 36. 2.2.2.5. Tensión interfacial gas - petróleo ............................................... 37. 2.2.2.5.1 2.2.3. PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA ............................................ 38. 2.2.3.1. Gravedad específica del agua ................................................... 38. 2.2.3.2. Densidad del agua ..................................................................... 39. 2.2.3.3. Viscosidad del agua ................................................................... 39. 2.2.3.3.1 2.2.3.4. Correlación de Jennings y Newman ..................................... 40. TEORÍA DE FLUJO MONOFÁSICO Y MULTIFÁSICO Y SUS RESPECTIVAS CORRELACIONES ..................................................... 41. 2.3.1. CONCEPTOS PARA FLUJO MONOFÁSICO ................................. 41. 2.3.1.1. Ecuación del gradiente de presión ............................................. 41. 2.3.1.2. Número de Reynolds ................................................................. 42. 2.3.1.3. Flujo laminar .............................................................................. 42. 2.3.1.4. Flujo transitorio .......................................................................... 43. 2.3.1.5. Flujo turbulento .......................................................................... 43. 2.3.2. CONCEPTOS PARA FLUJO MULTIFÁSICO ................................. 44. 2.3.2.1. Patrones de flujo ........................................................................ 44. 2.3.2.1.1. Patrones de flujo multifásico en tubería vertical .................... 44. 2.3.2.1.2. Patrones de flujo multifásico en tubería horizontal ............... 46. 2.3.2.2 2.3.3. Definición de variables ............................................................... 47. CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA VERTICAL ......................................... 52. 2.3.3.1. Método de Duns y Ros .............................................................. 52. 2.3.3.1.1. Flujo burbuja ......................................................................... 56. 2.3.3.1.2. Flujo tapón ............................................................................ 58. 2.3.3.1.3. Flujo neblina ......................................................................... 59. 2.3.3.1.4. Flujo transición ...................................................................... 61. 2.3.4. CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA HORIZONTAL .................................... 62. 2.3.4.1 2.4. Correlación de McCain ......................................................... 39. Tensión interfacial gas - agua .................................................... 40. 2.2.3.4.1 2.3. Correlación de Baker y Swerdloff ......................................... 37. Método de Beggs y Brill ............................................................. 62. TEORÍA DE MECÁNICA DE FLUIDOS.................................................. 67.

(9) VIII. 2.4.1. ECUACIÓN DE CONTINUIDAD ..................................................... 67. 2.4.2. ECUACIÓN DE BERNOULLI .......................................................... 68. 2.4.3. ECUACIÓN GENERAL DE LA ENERGÍA....................................... 69. 2.4.4. CÁLCULO DE PÉRDIDAS Y GANANCIA DE ENERGÍA ................ 70. 2.4.4.1. Ganancia de energía ................................................................. 70. 2.4.4.1.1 2.4.4.2. 2.5. Bombas................................................................................. 70. Pérdidas de energía ................................................................... 71. 2.4.4.2.1. Motores de fluido .................................................................. 71. 2.4.4.2.2. Pérdidas de energía ocasionadas por la fricción – Ecuación de Darcy............................................................. 71. 2.4.4.2.3. Pérdidas menores ................................................................. 71. 2.4.4.2.3.1. Coeficiente de resistencia.............................................. 72. 2.4.4.2.3.2. Pérdidas de salida ......................................................... 72. 2.4.4.2.3.3. Expansión gradual ......................................................... 73. 2.4.4.2.3.4. Contracción gradual....................................................... 74. 2.4.4.2.3.5. Pérdidas en la entrada................................................... 76. 2.4.4.2.3.6. Coeficientes de resistencia para válvulas y accesorios ................................................................ 77. FUNDAMENTOS PARA DIMENSIONAR UNA EPF .............................. 78. 2.5.1. MÚLTIPLE ...................................................................................... 78. 2.5.2. LÍNEAS DE FLUJO ......................................................................... 79. 2.5.2.1 2.5.3. Selección de tuberías ................................................................ 80. SEPARADORES ............................................................................. 80. 2.5.3.1. Teoría de separación ................................................................. 81. 2.5.3.1.1. Teoría de asentamiento (Ley de Stokes) .............................. 81. 2.5.3.1.2. Tiempo de retención ............................................................. 83. 2.5.3.1.3. Capacidad para el manejo de gas ........................................ 84. 2.5.3.1.4. Capacidad de manejo de líquido .......................................... 84. 2.5.3.1.5. Separación gas – líquido ...................................................... 85. 2.5.3.1.6. Separación gas – petróleo – agua ........................................ 85. 2.5.3.1.7. Proceso de separación ......................................................... 86. 2.5.3.1.8. Etapas de separación ........................................................... 86. 2.5.3.2. Clasificación de los separadores ............................................... 87. 2.5.3.2.1. De acuerdo al número de fases a separar ............................ 87. 2.5.3.2.2. De acuerdo a su forma ......................................................... 88.

(10) IX. 2.5.3.2.3. De acuerdo a su función ....................................................... 89. 2.5.3.3. Componentes internos de un separador .................................... 89. 2.5.3.4. Accesorios externos de un separador........................................ 90. 2.5.3.5. Dimensionamiento de separadores horizontales ....................... 91. 2.5.3.5.1. Pasos para dimensionar separadores horizontales bifásicos ................................................................................ 93. 2.5.3.5.2. Pasos para dimensionar separadores horizontales trifásicos ............................................................................... 98. 2.5.4. BOTA DE GAS .............................................................................. 100. 2.5.4.1 2.5.5. DEPURADOR DE GAS................................................................. 102. 2.5.5.1 2.5.6. Dimensionamiento de la bota de gas ....................................... 101 Dimensionamiento del depurador de gas ................................ 102. KNOCK OUT DRUM (KOD) .......................................................... 103. 2.5.6.1. Partes de un KOD .................................................................... 103. 2.5.6.2. Dimensionamiento de un KOD................................................. 104. 2.5.7. TEA ............................................................................................... 104. 2.5.7.1. Principales componentes de una tea ....................................... 104. 2.5.7.2. Parámetros para la selección de una tea ................................. 105. 2.5.7.3. Dimensionamiento de una tea ................................................. 105. 2.5.7.3.1 2.5.8. Pasos para dimensionar una tea .......................................... 106. TANQUES..................................................................................... 110. 2.5.8.1. Partes y estructuras auxiliares de un tanque ........................... 110. 2.5.8.2. Tanques de acuerdo al sistema de tratamiento ....................... 112. 2.5.8.2.1. Sistema de tratamiento de petróleo .................................... 112. 2.5.8.2.1.1. Tanques de lavado ...................................................... 112. 2.5.8.2.1.2. Sistema de calentamiento ........................................... 112. 2.5.8.2.1.3. Tanques de surgencia ................................................. 112. 2.5.8.2.1.4. Tanques de almacenamiento de crudo........................ 113. 2.5.8.2.2. Sistema de tratamiento de agua ......................................... 113. 2.5.8.2.2.1. Tanques de almacenamiento de agua......................... 113. 2.5.8.3. Factores que afectan la selección de los tanques ................... 113. 2.5.8.4. Dimensionamiento de los tanques ........................................... 114. 2.5.8.4.1. Pasos para dimensionar un tanque de lavado .................... 114. 2.5.8.4.2. Análisis del sistema de calentamiento ................................ 115. 2.5.8.4.3. Pasos para dimensionar un tanque de surgencia ............... 115.

(11) X. 2.5.8.4.4 2.5.9. Pasos para dimensionar un tanque de almacenamiento ................................................................. 116. BOMBAS....................................................................................... 116. 2.5.9.1. Tipos de bombas encontradas en una EPF ............................. 116. 2.5.9.2. Consideraciones para la selección de una bomba................... 117. CAPÍTULO 3: DESARROLLO DE LOS ALGORITMOS A SER USADOS EN EL SOFTWARE ................................................................................. 119 3.1. DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS CONSIDERADOS EN LA EPF .......................................................................................... 119. 3.1.1. SEPARADOR DE PRUEBA .......................................................... 120. 3.1.2. SEPARADOR DE PRODUCCIÓN ................................................ 122. 3.1.3. BOTA DE GAS .............................................................................. 123. 3.1.4. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO .................. 125. 3.1.6. TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA ........................... 126. 3.1.7. DEPURADOR DE GAS ................................................................. 127. 3.1.8. KOD .............................................................................................. 128. 3.1.9. TEA DE GAS DE ALTA PRESIÓN ................................................ 129. 3.1.10 TEA DE GAS DE BAJA PRESIÓN ............................................... 130 3.2. MONITOREO Y CONTROL DE LOS PRINCIPALES PARÁMETROS DE LA EPF ................................................................ 131. 3.2.1. MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO ....... 133. 3.2.1.1. Monitoreo y control del caudal ................................................. 133. 3.2.1.2. Monitoreo y control de la presión ............................................. 134. 3.2.1.2.1. Caída de presión por flujo multifásico en la tubería ............ 134. 3.2.1.2.2. Caída de presión por accesorios ........................................ 136. 3.2.1.2.3. Presión de entrada y salida por equipo .............................. 138. 3.2.2. MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL AGUA................. 140. 3.2.2.1. Monitoreo y control del caudal ................................................. 140. 3.2.2.2. Monitoreo y control de la presión ............................................. 141. 3.2.2.2.1. Caída de presión por flujo multifásico en la tubería ............ 141. 3.2.2.2.2. Caída de presión por accesorios ........................................ 143. 3.2.2.2.3. Presión de entrada y salida por equipo .............................. 145. 3.2.3. MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA PRESIÓN ...................................................................... 147. 3.2.3.1. Monitoreo y control del caudal ................................................. 147. 3.2.3.2. Monitoreo y control de la presión ............................................. 148.

(12) XI. 3.2.3.2.1. Caída de presión por flujo multifásico en la tubería ............ 148. 3.2.3.2.2. Caída de presión por accesorios ........................................ 149. 3.2.3.2.3. Presión de entrada y salida por equipo .............................. 151. 3.2.4. MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA PRESIÓN ...................................................................... 152. 3.2.4.1. Monitoreo y control del caudal ................................................. 152. 3.2.4.2. Monitoreo y control de la presión ............................................. 153. 3.2.4.2.1. Caída de presión por flujo multifásico en la tubería ............ 153. 3.2.4.2.2. Caída de presión por accesorios ........................................ 153. 3.2.4.2.3. Presión de entrada y salida por equipo .............................. 155. CAPÍTULO 4: MANUAL DEL SOFTWARE ...................................................... 157 4.1. PROGRAMA DE DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE UNA EPF ....................................................................................... 157. 4.1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA ............................. 157. 4.1.2. INTERFAZ DEL PROGRAMA ....................................................... 157. 4.1.3. FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ................................... 158. 4.1.3.1. Información general ................................................................. 158. 4.1.3.2. Propiedades de los fluidos ....................................................... 159. 4.1.3.3. Datos para dimensionar la tea ................................................. 160. 4.1.3.4. Datos para el dimensionamiento de los equipos...................... 160. 4.1.4. FORMULARIO DE INGRESO A CÁLCULOS Y RESULTADOS POR EQUIPO ...................................................... 157. 4.1.4.1. CÁLCULO DE LOS VALORES CONSTANTES PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS DE LA EPF ......... 162. 4.1.4.2. Separador de prueba ............................................................... 163. 4.1.4.3. Separador de producción ......................................................... 164. 4.1.4.4. Bota de gas .............................................................................. 164. 4.1.4.5. Depurador de gas .................................................................... 165. 4.1.4.6. KOD ......................................................................................... 165. 4.1.4.7. Tea ........................................................................................... 166. 4.1.4.8. Tanque de almacenamiento de petróleo .................................. 166. 4.1.4.9. Tanque de almacenamiento de agua ....................................... 167. 4.1.4.10 Consideraciones adicionales ................................................... 167 4.1.4.10.1. Sistema de Calentamiento ................................................ 167. 4.1.4.10.2. Tanque de Lavado ............................................................ 168.

(13) XII. 4.1.4.10.3 4.2. Tanque de Surgencia........................................................ 169. PROGRAMA DE MONITOREO Y CONTROL DE UNA EPF ............... 169. 4.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA ............................. 169. 4.2.2. INTERFAZ DEL PROGRAMA ....................................................... 170. 4.2.3. FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ................................... 171. 4.2.3.1. Información general ................................................................. 171. 4.2.3.2. Completación mecánica ........................................................... 171. 4.2.3.3. Datos del reservorio para realizar cálculos PVT ...................... 172. 4.2.3.4. Cromatografía del gas ............................................................. 173. 4.2.3.5. Propiedades de los fluidos ....................................................... 173. 4.2.3.6. Datos de los caudales de los fluidos ........................................ 174. 4.2.3.7. Datos de presión seteada, BSW y dimensiones ...................... 175. 4.2.3.8. Caída de presión por accesorios ............................................. 176. 4.2.3.9. Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería .................................................................................. 178. 4.2.4. FORMULARIO DE INGRESO A MÓDULOS ................................ 178. 4.2.4.1. Módulo de caudales y presión por equipos en las diferentes líneas...................................................................... 179. 4.2.4.2. Módulo de flujo multifásico (tubería horizontal) ........................ 180. 4.2.4.3. Módulo de pérdidas de presión en los equipos ........................ 181. 4.2.4.4. Módulo PVT informativo ........................................................... 182. 4.2.4.5. Módulo de flujo multifásico (tubería vertical) ............................ 183. 4.2.5. FORMULARIO DE INGRESO A RESULTADOS Y CONSIDERACIONES ADICIONALES .......................................... 184. 4.2.5.1. Resultados de la línea del petróleo .......................................... 184. 4.2.5.2. Resultados de la línea del agua ............................................... 185. 4.2.5.3. Resultados de la línea del gas de alta ..................................... 185. 4.2.5.4. Resultados de la línea del gas de baja .................................... 186. 4.2.5.5. Resultados PVT del petróleo ................................................... 187. 4.2.5.6. Resultados PVT del agua ........................................................ 188. 4.2.5.7. Resultados PVT del gas .......................................................... 188. 4.2.5.8. Resultados de flujo multifásico................................................. 188. 4.2.5.9. Gráficos del método de Duns y Ros ........................................ 189. 4.2.5.10. Expansión y contracción de la tubería .................................... 189.

(14) XIII. 4.2.5.11. Diámetro externo tubería de acero SCH 80 y viscosidad cinemática del aire .................................................................. 190. 4.2.5.12. Módulo de caída de temperatura ............................................ 191. CAPÍTULO 5: ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DE PREFACTIBILIDAD ............................................................ 193 5.1. ANÁLISIS ECONÓMICO...................................................................... 193. 5.1.1. COSTOS DE INVERSIÓN (CAPEX) ............................................. 169. 5.1.2. COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX) ............................................. 169. 5.2. ANÁLISIS ECONÓMICO...................................................................... 169. 5.2.1. MÉTODO DE JERARQUÍAS ANALÍTICAS................................... 169. CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................ 201 6.1. CONCLUSIONES ................................................................................ 201. 6.2. RECOMENDACIONES ........................................................................ 204. GLOSARIO……………………………………………………………………………205 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 210 ANEXOS……………………………………………………………………………....214.

(15) XIV. LISTA DE TABLAS. No 1.1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18. DESCRIPCIÓN PÁGINA Matriz FODA para el proyecto 7 Símbolos de la variable del proceso 27 Símbolos de la función del elemento 27 Clasificación del petróleo de acuerdo a su gravedad °API 34 Condiciones para determinar los patrones de flujo - Duns y Ros 55 Condiciones para determinar los patrones de flujo en tubería 63 horizontal – Beggs y Brill Coeficientes para el cálculo del hold up líquido para tubería 64 horizontal – Beggs y Brill Coeficientes para el cálculo del factor C – Beggs y Brill 65 Relación de longitud equivalente 78 Tipos de tubería de acuerdo al número de cédula 79 Relación entre el número de cédula y la presión de diseño de 80 la tubería de acuerdo a la ASA Rango de operación de los separadores 81 Comportamiento de las partículas de líquido en función de su 83 tamaño Tiempos de retención (generales) en función del °API del 84 petróleo Nomenclatura de los niveles de líquido en un separador 93 Caudales de los fluidos de un arreglo de 5 pozos 119 Propiedades de los fluidos para dimensionar los equipos de la 120 EPF Datos para dimensionar el separador de prueba 121 Resultados del dimensionamiento del separador de prueba 121 Datos para dimensionar el separador de producción 122 Resultados del dimensionamiento del separador de producción 123 Datos para dimensionar la bota de gas 124 Resultados del dimensionamiento de la bota de gas 124 Resultados del tanque de almacenamiento del petróleo de 125 500 BPD Resultados del tanque de almacenamiento del petróleo de 125 718 BPD Resultados del tanque de almacenamiento del agua de 126 1500 BPD Resultados del tanque de almacenamiento del agua de 126 1464 BPD Datos para dimensionar el depurador de gas 127 Resultados del dimensionamiento del depurador de gas 127 Datos para dimensionar el KOD 128 Resultados del dimensionamiento del KOD 129 Datos para dimensionar la tea de gas de alta 129 Resultados del dimensionamiento de la tea de gas de alta 130.

(16) XV. No DESCRIPCIÓN PÁGINA 3.19 Resultados del dimensionamiento de la tea de gas de baja 131 3.20 Propiedades de los fluidos para el monitoreo y control de la 131 EPF 3.21 Datos de presiones por equipo, BSW y dimensiones 132 3.22 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos 134 de la línea del petróleo 3.23 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo 135 multifásico en la línea del petróleo 3.24 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en 135 la línea del petróleo 3.25 Accesorios por equipo en la línea del petróleo 137 3.26 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea 138 del petróleo 3.27 Pérdidas totales en la línea del petróleo 138 3.28 Resultados de la presión de salida en los equipos de la línea 139 del petróleo 3.29 Verificación de ingreso a los equipos con la presión 140 considerada en la línea del petróleo 3.30 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos 141 de la línea del agua 3.31 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo 142 multifásico en la línea del agua 3.32 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en 142 la línea del agua 3.33 Accesorios por equipo en la línea del agua 144 3.34 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea 145 del agua 3.35 Pérdidas totales en la línea del agua 145 3.36 Resultados de la presión de salida en los equipos de la línea 145 del agua 3.37 Verificación de ingreso a los equipos con la presión 147 considerada en la línea del agua 3.38 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos 148 de la línea del gas 3.39 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo 148 multifásico en la línea del gas de alta 3.40 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en 149 la línea del gas de alta 3.41 Accesorios por equipo en la línea del gas de alta 150 3.42 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea 151 del gas de alta 3.43 Pérdidas totales en la línea del gas de alta 151 3.44 Verificación de ingreso a los equipos con la presión 152 considerada en la línea del gas de alta 3.45 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo 153 multifásico en la línea del gas de baja 3.46 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en 153 la línea del gas de baja.

(17) XVI. No DESCRIPCIÓN PÁGINA 3.47 Accesorios por equipo en la línea del gas de baja 154 3.48 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea 155 del gas de baja 3.49 Pérdidas totales en la línea del gas de baja 155 3.50 Verificación de ingreso a los equipos con la presión 156 considerada en la línea del gas de baja 4.1 Datos por equipo para el dimensionamiento 161 4.2 Valores constantes para el dimensionamiento de los equipos 162 de la EPF 4.3 Valores adicionales en el separador de prueba 164 4.4 Datos por equipo de dimensiones 176 4.5 Parámetros PVT determinados por el programa 183 4.6 Viscosidad cinemática del aire en función de la temperatura 190 4.7 Diámetro externo de una tubería de acero SCH 80 190 4.8 Datos para pérdidas de calor en superficie 191 5.1 Costos de operación de los equipos de la EPF 194 5.2 Análisis económico – Escenario pesimista 196 5.3 Análisis económico – Escenario actual 196 5.4 Análisis económico – Escenario optimista 196 5.5 Tabla numérica de Saaty 197 5.6 Comparación entre criterios cualitativa y cuantitativamente 198 5.7 Matriz de comparación de criterios 199 5.8 Matriz de comparación de criterios ponderada 199 5.9 Matriz del peso de cada criterio en porcentaje 200 5.10 Matriz de decisión de los escenarios en porcentaje 200.

(18) XVII. LISTA DE FIGURAS. No 1.1 1.2 1.3 1.4 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 2.21 2.22 2.23 2.24 2.25 2.26 2.27 2.28 2.29 2.30 2.31 2.32 2.33 2.34 2.35 2.36 2.37 2.38. DESCRIPCIÓN Dirección de proyectos Procesos de la dirección de proyectos Interrelación de los grupos de procesos Árbol de problemas del proyecto Manejo de variables en el control de procesos Funcionamiento de un manómetro de tubo en U Medidor de presión de tubo Bourdon Manómetro de fuelle con resorte Diafragmas Componentes de un termómetro de bulbo con indicador local Componentes de un termómetro bimetálico Componentes de un termopar Tipos de placas orificio Partes de un tubo Venturi Tobera Funcionamiento de los medidores de desplazamiento positivo Configuración del medidor tipo Coriolis Medidor de nivel de tubo de vidrio Flotadores Representación de una válvula de control y sus partes Lazo abierto de control Lazo cerrado de control Instrumentos para una variable medida Flujo de información o señales Simbología de válvulas y actuadores Ejemplo de identificación Diagrama P&ID de una EPF Patrones de flujo en tubería vertical Patrones de flujo en tubería horizontal Mapa de los patrones de flujo – Duns y Ros L1 y L2 en función de Nd – Duns y Ros Factores F1, F2, F3 y F4 para determinar S – Duns y Ros Factor f2 de corrección – Duns y Ros Factores F5, F6 y F7 para determinar S – Duns y Ros Elementos de fluido utilizados en la ecuación de Bernoulli Sistema de flujo de fluido de la ecuación general de la energía Pérdida en la salida Expansión gradual Coeficiente de resistencia – expansión gradual Contracción gradual Coeficiente de resistencia – contracción gradual (θ ≥ 15°) Coeficiente de resistencia – contracción gradual (θ < 15°). PÁGINA 4 4 5 6 8 11 12 12 13 14 14 15 16 17 17 18 18 19 20 22 24 24 25 26 26 28 29 45 46 52 54 56 57 59 68 69 72 73 74 75 75 76.

(19) XVIII. No 2.39 2.40 2.41 2.42 2.43 2.44 2.45 2.46 2.47 2.48 2.49 2.50 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 4.13 4.14 4.15 4.16 4.17 4.18 4.19 4.20 4.21 4.22 4.23 4.24 4.25 4.26 4.27 4.28 4.29 4.30 4.31. DESCRIPCIÓN PÁGINA Pérdidas en la entrada 77 Sistema de fuerzas en el interior de un separador 82 Secciones de separación 86 Separador vertical 88 Separador esférico 89 Niveles de líquido de un separador horizontal 93 Bota de gas 100 Depurador de gas 102 KOD 103 Tea 104 Configuración geométrica del dimensionamiento de la tea 106 Tanque de almacenamiento 110 Interfaz del programa de dimensionamiento de equipos de una 158 EPF Información general 159 Datos de ingreso de las propiedades de los fluidos del 159 programa de dimensionamiento de equipos de una EPF Datos de ingreso para dimensionar la tea 160 Datos para el dimensionamiento de los equipos 161 Separador de prueba 163 Separador de producción 164 Bota de gas 165 Tea 166 Tanque de almacenamiento de petróleo 167 Sistema de calentamiento 168 Tanque de lavado 168 Interfaz del programa de monitoreo y control de una EPF 170 Completación mecánica 172 Datos del reservorio para realizar cálculos PVT 172 Cromatografía del gas 173 Datos de ingreso de las propiedades de los fluidos del 174 programa de monitoreo y control de una EPF Datos de los caudales de los fluidos 175 Datos de presión seteada, BSW y dimensiones 176 Caída de presión por accesorios en la línea del petróleo 177 Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería 178 Módulo de presión y caudales por equipos 179 Módulo de pérdidas de presión por flujo multifásico en tubería 180 horizontal Módulo de pérdidas de presión en los equipos de la línea de 182 gas de alta Resultados de la línea del petróleo 184 Resultados de la línea del agua 185 Resultados de la línea del gas de alta 186 Resultados de la línea del gas de baja 187 Resultados PVT del petróleo 188 Resultados de flujo multifásico 189 Pérdidas de calor en líneas de superficie 192.

(20) XIX. LISTA DE ECUACIONES. No 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 2.21 2.22 2.23 2.24 2.25 2.26 2.27 2.28 2.29 2.30 2.31 2.32 2.33 2.34 2.35 2.36 2.37. DESCRIPCIÓN PÁGINA Gravedad específica del gas 30 Presión pseudo crítica en un sistema de gas natural 31 Temperatura pseudo crítica en un sistema de gas natural 31 Presión pseudo crítica en un sistema de gas condensado 31 Presión pseudo crítica en un sistema de gas condensado 31 Presión pseudo reducida 31 Temperatura pseudo reducida 32 Factor de compresibilidad de los gases – Beggs y Brill 32 Factor A para determinar Z - Beggs y Brill 32 Factor B para determinar Z - Beggs y Brill 32 Factor C para determinar Z - Beggs y Brill 32 Factor D para determinar Z - Beggs y Brill 32 Densidad del gas 33 Peso molecular del gas 33 Factor X para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 33 Factor Y para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 33 Factor K para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 34 Viscosidad del gas – Lee, Gonzalez y Eakin 34 Gravedad específica del petróleo 35 Relación gas – petróleo producido 35 Densidad del petróleo 36 Viscosidad del petróleo muerto 36 Factor x para determinar la viscosidad del petróleo muerto 36 Viscosidad del petróleo 36 Factor b para determinar la viscosidad del petróleo 37 Tensión interfacial del petróleo para temperaturas menores a 37 68 °F Tensión interfacial del petróleo para temperaturas mayores a 37 100 °F Tensión interfacial del petróleo para temperaturas entre 37 68 < T(°F) < 100 Factor Fc para corregir los efectos del gas en solución – 38 tensión interfacial del petróleo Tensión interfacial del petróleo a cualquier presión 38 Gravedad específica del agua 38 Densidad del agua 39 Viscosidad del agua a la presión atmosférica – McCain 39 Factor A para determinar la µw a la presión atmosférica – 39 McCain Factor B para determinar la µw a la presión atmosférica – 39 McCain Ajuste a la µw a la presión atmosférica – McCain 40 Viscosidad del agua a la presión deseada - McCain 40.

(21) XX. No 2.38 2.39 2.40 2.41 2.42 2.43 2.44 2.45 2.46 2.47 2.48 2.49 2.50 2.51 2.52 2.53 2.54 2.55 2.56 2.57 2.58 2.59 2.60 2.61 2.62 2.63 2.64 2.65 2.66 2.67 2.68 2.69 2.70 2.71 2.72 2.73 2.74 2.75 2.76 2.77 2.78 2.79 2.80 2.81. DESCRIPCIÓN PÁGINA Tensión interfacial del agua – Jennings y Newman 40 Factor A para determinar la tensión interfacial del agua – 40 Jennings y Newman Factor B para determinar la tensión interfacial del agua – 40 Jennings y Newman Factor C para determinar la tensión interfacial del agua – 40 Jennings y Newman Ecuación del Gradiente de presión total 41 Componente de la caída de presión por fricción 41 Componente de la caída de presión por elevación 41 Componente de la caída de presión por aceleración 41 Número de Reynolds 42 Factor de fricción para flujo laminar 43 Factor de fricción para flujo transitorio 43 Factor de fricción para flujo turbulento – Swamee y Jain 43 Factor de fricción para flujo turbulento – Zigrang y Sylvester 44 Rata de flujo para el petróleo 47 Rata de flujo para el agua 48 Rata de flujo para el gas 48 Hold up líquido y gas 48 Hold up sin deslizamiento 49 Velocidad superficial de la fase líquida 49 Velocidad superficial de la fase gaseosa 49 Velocidad de la mezcla 50 Fracción del petróleo en una fase líquida 50 Fracción de agua o corte de agua 50 Densidad del líquido sin deslizamiento 50 Densidad de la mezcla con deslizamiento 51 Densidad de la mezcla sin deslizamiento 51 Viscosidad del líquido sin deslizamiento 51 Viscosidad de la mezcla sin deslizamiento 51 Tensión superficial del líquido sin deslizamiento 51 Número de la velocidad del líquido – Duns y Ros 52 Número de la velocidad del gas – Duns y Ros 52 Número del diámetro de la tubería – Duns y Ros 53 Número de la viscosidad del líquido – Duns y Ros 53 Límite entre el flujo burbuja/tapón – Duns y Ros 53 Límite entre el flujo tapón/transición – Duns y Ros 54 Límite entre el flujo transición/neblina – Duns y Ros 54 Hold up líquido – Duns y Ros 55 Factor Vs en función de S – Duns y Ros 55 Número adimensional S en flujo burbuja – Duns y Ros 56 ´ Factor F3 para determinar S en flujo burbuja – Duns y Ros 56 Factor de fricción en flujo burbuja – Duns y Ros 57 Número de Reynolds para la fase líquida 57 Abscisa para determina f2 en flujo burbuja – Duns y Ros 57 Factor f3 para determinar el factor de fricción en flujo burbuja 58 – Duns y Ros.

(22) XXI. No 2.82 2.83 2.84 2.85 2.86 2.87 2.88 2.89 2.90 2.91 2.92 2.93 2.94 2.95 2.96 2.97 2.98 2.99 2.100 2.101 2.102 2.103 2.104 2.105 2.106 2.107 2.108 2.109 2.110 2.111 2.112 2.113 2.114 2.115 2.116 2.117 2.118 2.119 2.120. DESCRIPCIÓN PÁGINA Gradiente de presión total en flujo burbuja – Duns y Ros 58 Número adimensional S en flujo tapón – Duns y Ros 58 Factor F6´ para determinar S en flujo tapón – Duns y Ros 58 Número de Reynolds para la fase gaseosa 59 Número adimensional de la viscosidad del líquido 60 Número de Weber 60 Rugosidad relativa cuando NWe*Nμ ≤ 0.005 60 Factor de fricción en flujo neblina – Duns y Ros 61 Rugosidad relativa cuando NWe*Nμ > 0.005 61 Gradiente de presión total en flujo neblina – Duns y Ros 61 Gradiente de presión total en flujo de transición – Duns y Ros 61 Factor A para determinar el gradiente de presión total en flujo 62 de transición – Duns y Ros Factor L1 – Beggs y Brill 62 Factor L2 – Beggs y Brill 62 Factor L3 – Beggs y Brill 62 Factor L4 – Beggs y Brill 62 Número de Froude 62 Hold up líquido para todos los patrones de flujo – Beggs y Brill 63 Factor de corrección del hold up por efectos de la inclinación 64 de la tubería – Beggs y Brill Factor C para todos los patrones de flujo – Beggs y Brill 64 Hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación 65 – Beggs y Brill Hold up líquido corregido en flujo de transición – Beggs y Brill 65 Factor A para determinar el hold up líquido corregido en flujo 65 de transición – Beggs y Brill Factor de fricción normalizado – Beggs y Brill 65 Razón del factor de fricción para dos fases y el factor de 66 fricción normalizado en función de s – Beggs y Brill Factor s para determinar la razón del factor de fricción para 66 dos fases y el factor de fricción normalizado – Beggs y Brill Factor y para determinar s – Beggs y Brill 66 Factor s cuando 1 < y < 1.2 – Beggs y Brill 66 Factor de fricción para dos fases 66 Gradiente de presión total para todos los patrones de flujo – 66 Beggs y Brill Densidad de la mezcla con deslizamiento usando el hold up 66 líquido corregido – Beggs y Brill Flujo volumétrico o caudal 67 Ecuación de continuidad 67 Ecuación de continuidad para líquidos 68 Ecuación de Bernoulli 69 Ecuación general de la energía 70 Energía que una bomba adiciona al fluido 70 Energía que un motor resta al fluido 71 Pérdida de energía ocasionada por la fricción – Ecuación de 71 Darcy.

(23) XXII. No 2.121 2.122 2.123 2.124 2.125 2.126 2.127 2.128 2.129 2.130 2.131 2.132 2.133 2.134 2.135 2.136 2.137 2.138 2.139 2.140 2.141 2.142 2.143 2.144 2.145 2.146 2.147 2.148 2.149 2.150 2.151 2.152 2.153. DESCRIPCIÓN PÁGINA Pérdidas menores – Pérdidas de salida 72 Pérdidas menores – Expansión gradual 73 Pérdidas menores – Contracción gradual 74 Pérdidas menores – Pérdidas en la entrada 76 Pérdidas menores – Coeficiente de resistencia para válvulas 77 y accesorios Sistema de fuerzas – teoría de asentamiento 82 Fuerza de arrastre 82 Coeficiente de arrastre para flujo laminar 83 Velocidad de asentamiento de la gota 83 Capacidad para el manejo del gas 84 Capacidad para el manejo del líquido – Dos fases 84 Capacidad para el manejo del líquido – Tres fases 85 Número de Reynolds – Dimensionamiento de separadores 94 Coeficiente de arrastre – Dimensionamiento de separadores 94 Velocidad de asentamiento – Dimensionamiento de 94 separadores Constante de Souders y Brown – Dimensionamiento de 94 separadores Diámetro base – Dimensionamiento de separadores 95 Longitud efectiva – Manejo del gas en el dimensionamiento de 95 separadores bifásicos Longitud de costura a costura – Manejo del gas en el 95 dimensionamiento de separadores bifásicos Longitud efectiva – Manejo del líquido en el dimensionamiento 95 de separadores bifásicos Longitud de costura a costura – Manejo del líquido en el 95 dimensionamiento de separadores bifásicos Relación para la selección de separadores 95 Tasa de gas a condiciones de operación 96 Densidad de la mezcla bifásica 96 Velocidad de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de 96 separadores bifásicos Diámetro de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de 97 separadores bifásicos Velocidad de la boquilla de salida del gas - Dimensionamiento 97 de separadores bifásicos Diámetro de la boquilla de salida del gas - Dimensionamiento 97 de separadores bifásicos Diámetro de la boquilla de salida del líquido 98 Dimensionamiento de separadores bifásicos Longitud efectiva – Manejo del líquido en el dimensionamiento 98 de separadores trifásicos Densidad de la mezcla trifásica 99 Diámetro de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de 99 separadores trifásicos Diámetro de la boquilla de salida del líquido 100 Dimensionamiento de separadores trifásicos.

(24) XXIII. No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.154 Diámetro base – Dimensionamiento de la bota de gas 101 2.155 Capacidad del líquido - Dimensionamiento de la bota de gas 101 2.156 Longitud de costura a costura – Manejo del líquido en el 101 dimensionamiento de la bota de gas 2.157 Diámetro y N° Match – Dimensionamiento de una tea 106 2.158 Liberación de calor – Dimensionamiento de una tea 106 2.159 Longitud de la llama – Dimensionamiento de una tea 107 2.160 Velocidad del sonido – Dimensionamiento de una tea 107 2.161 Velocidad de salida del quemador – Dimensionamiento de 107 una tea 2.162 Distorsión de la llama producida por el viento – 108 Dimensionamiento de una tea 2.163 Componente vertical de la llama – Dimensionamiento de una 108 tea 2.164 Componente horizontal de la llama cuando la distorsión de la 108 llama producida por el viento es menor a 0.5 – Dimensionamiento de una tea 2.165 Componente horizontal de la llama cuando la distorsión de la 108 llama producida por el viento es mayor a 0.5 – Dimensionamiento de una tea 2.166 Distancia horizontal del centro geométrico de la llama al punto 108 de referencia – Dimensionamiento de una tea 2.167 Mínima distancia del centro de la llama al punto de referencia 109 – Dimensionamiento de una tea 2.168 Distancia vertical del centro de la llama al punto de referencia 109 – Dimensionamiento de una tea 2.169 Altura – Dimensionamiento de una tea 109 2.170 Diámetro de la partícula de agua a ser removida asumiendo 114 un corte de agua del 1% - Dimensionamiento de un tanque de lavado 2.171 Diámetro de la partícula a cualquier corte de agua 114 2.172 Diámetro mínimo del tanque – Dimensionamiento de un 114 tanque de lavado 2.173 Capacidad del tanque - Dimensionamiento de un tanque de 115 lavado 2.174 Calor requerido – Sistema de calentamiento 115 2.175 Diámetro del tanque – Dimensionamiento de un tanque de 116 almacenamiento 3.1 Presión hidrostática en un punto 138 3.2 Presión hidrostática del agua en el separador de producción 146.

(25) XXIV. SIMBOLOGÍA SÍMBOLO A Ao °API API ASA Aw BAPD BF BFPD bl BPPD °C CAPEX CD co cp CPF cw d dbase dm dmi% (dP/dL)aceleración (dP/dL)elevación (dP/dL)fricción (dP/dL)TOTAL E EPF F f °F Fc FD Fg Fn fo FODA fT fw g gc. SIGNIFICADO DIMENSIONES Área L2 Área del petróleo en la tubería L2 Grado API Instituto Americano del Petróleo Asociación Americana de Estándares Área del agua en la tubería L2 Barriles de agua por día L3/t Barril fiscal L3 Barriles de fluido por día L3/t Barriles L3 Barriles de petróleo por día L3/t Grados Celsius T Costos de inversiones Coeficiente de arrastre Calor específico del petróleo L2/T2θ1 Centipoise M/Lt Central de proceso de fluidos Calor específico del agua L2/T2θ1 Diámetro L Diámetro base L Diámetro de la partícula L Diámetro de la partícula de agua, asumiendo L un corte de agua del 1% Caída de presión por aceleración M/L2t2 Caída de presión por elevación M/L2t2 Caída de presión por fricción M/L2t2 Caída de presión total M/L2t2 Energía que posee el fluido ML/M Facilidad temprana de producción Emisividad Factor de fricción Grados Fahrenheit T Factor para corregir los efectos del gas disuelto Fuerza de arrastre ML/t2 Fuerza de gravedad ML/t2 Factor de fricción normalizado Fracción del petróleo Fortalezas, oportunidades, debilidades, amenazas Factor de fricción del conducto al que está unido la válvula o accesorio Fracción del agua Gravedad L/t2 Factor de conversión gravitacional.

(26) XXV. SÍMBOLO GOR Gp H H´ h hA Hg HL hL HL(θ) HL(θ)Int HL(θ)Seg hR K K K K L L l lb lbf lbm lb-mol Le/D Leff Ls/s M m Ma Mg MMPCSD m/s Nd NFr Ngv Ngv B/S Ngv S/Tr Ngv Tr/M NL NLv Np NRe. SIGNIFICADO DIMENSIONES Relación gas - petróleo producido Gas producido L3 Altura de la tea L Distancia vertical del centro de la llama al L punto de referencia Altura del líquido L Energía que se agrega al fluido mediante un ML/M dispositivo mecánico Hold up del gas Hold up líquido Pérdidas de energía debido a la fricción y ML/M pérdidas menores por accesorios Hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación Hold up líquido corregido Intermitente Hold up líquido corregido Segregado Energía que se remueve del fluido mediante ML/M un dispositivo mecánico Coeficiente de resistencia Constante de Souders y Brown Kelvin T Radiación admisible al nivel del suelo M/t3 Longitud de la corriente de flujo L Longitud de la llama L Pérdidas de calor Libra M Libra fuerza ML/t2 Libra masa M Libras – mol N Relación de longitud equivalente Longitud efectiva L Longitud de costura a costura L Caudal másico de diseño para radiación M/t Metros L Masa del aire MN-1 Peso molecular del gas MN-1 Millones de pies cúbicos estándar por día L3/t Metros por segundo L/t Número del diámetro de la tubería Número de Froude Número de la velocidad del gas Límite entre flujo burbuja/tapón Límite entre flujo tapón/transición Límite entre flujo transición/neblina Número de la viscosidad del líquido Número de la velocidad del líquido Petróleo producido L3 Número de Reynolds.

(27) XXVI. SÍMBOLO NReg NReL Nµ NWe OPEX P pc PCS PCSD Ph PMBOK PMI Psc psi psia psig Psr PVT Q Q q Qg QgCS Qgop QL Qo QoCS Qw QwCS R R R R´ Rs Rw S s SCH SPE T tR tRo tRw. SIGNIFICADO DIMENSIONES Número de Reynolds del gas Número de Reynolds del líquido Número adimensional de la viscosidad líquida Número de Weber Costos de operación Presión M/Lt2 Pies cúbicos L3 Pies cúbicos estándar L3 Pies cúbicos estándar por día L3/t Presión hidrostática M/Lt2 Cuerpo de Conocimiento de la Gestión de Proyectos Instituto de Gestión de Proyectos Presión pseudo crítica M/Lt2 Libras por pulgada cuadrada M/Lt2 Libras por pulgada cuadrada absoluta M/Lt2 Libras por pulgada cuadrada manométrica M/Lt2 Presión pseudo reducida Presión, volumen, temperatura Caudal L3/t Liberación del calor ML2/t3 Peso calorífico inferior L2/t2 Tasa de flujo del gas L3/t Tasa de flujo del gas a condiciones estándar L3/t Tasa de flujo del gas a condiciones de L3/t operación Tasa de flujo del líquido L3/t Tasa de flujo del petróleo L3/t Tasa de flujo del petróleo a condiciones L3/t estándar Tasa de flujo del agua L3/t Tasa de flujo del agua a condiciones estándar L3/t Distancia del eje de antorcha al punto de L referencia Rankine T Rango para seleccionar los equipos Distancia horizontal del centro geométrico de L la llama al punto de referencia Razón de gas - petróleo en solución Razón de gas - agua en solución Salinidad M/L3 Segundo T Número de cédula de la tubería Sociedad de Ingenieros Petroleros Temperatura T Tiempo de retención T Tiempo de retención del petróleo T Tiempo de retención del agua T.

(28) XXVII. SÍMBOLO Tsc Tsr Ul Us U∞ V v Vbl Vbo Vboq Vbsg Vm Vo VSL VSg Vt Vw Wc Z z ΔSG ΔT βg βo βw ξ ΣΔx ΣΔy ξ/d λg λL θ ϕboq ϕbsg ϕbso ρ ρg ρL ρl ρmezcla ρn ρo ρs ρw Γ γg γo γw. SIGNIFICADO DIMENSIONES Temperatura pseudo crítica T Temperatura pseudo reducida Velocidad de salida del quemador L/t Velocidad del sonido L/t Velocidad del viento (medido a 10 m de altura) L/t Volumen del fluido L3 Velocidad L/t Velocidad de salida del líquido L/t Velocidad de salida del petróleo L/t Velocidad de la boquilla de entrada L/t Velocidad de la boquilla de salida del gas L/t Velocidad de la mezcla L/t Volumen de petróleo L3 Velocidad superficial de la fase líquida L/t Velocidad superficial de la fase gaseosa L/t Velocidad de asentamiento de la gota L/t Volumen de agua L3 Corte de agua Factor de compresibilidad de los gases Elevación respecto a un eje determinado L Diferencia de gravedades específicas Incremento de temperatura T Factor volumétrico del gas Factor volumétrico del petróleo Factor volumétrico del agua Rugosidad de la tubería L Componente horizontal de la llama L Componente vertical de la llama L Rugosidad relativa Hold up sin deslizamiento del gas Hold up sin deslizamiento del líquido Ángulo de la tubería respecto a la horizontal Diámetro de la boquilla de entrada L Diámetro de la boquilla de salida del gas L Diámetro de la boquilla de salida del líquido L Densidad M/L3 Densidad del gas M/L3 Densidad del líquido M/L3 Densidad del líquido sin deslizamiento M/L3 Densidad de la mezcla M/L3 Densidad de la mezcla sin deslizamiento M/L3 Densidad del petróleo M/L3 Densidad de la mezcla con deslizamiento M/L3 Densidad del agua M/L3 Coeficiente isentrópico Gravedad específica del gas Gravedad específica del petróleo Gravedad específica del agua.

(29) XXVIII. SÍMBOLO σ σ68 σ100 σgo σgw σL σs σT τ μ μg μL μn μo μod μw μwl Ψ % *. SIGNIFICADO DIMENSIONES Tensión interfacial F/L Tensión interfacial gas – petróleo para F/L temperaturas menores a 68 °F Tensión interfacial gas – petróleo para F/L temperaturas mayores a 100 °F Tensión interfacial gas – petróleo F/L Tensión interfacial gas – agua F/L Tensión interfacial del líquido sin F/L deslizamiento Tensión segura de trabajo M/Lt2 Tensión interfacial gas – petróleo valores F/L intermedios entre 100 °F y 68 °F Transmisividad del medio Viscosidad M/Lt Viscosidad del gas M/Lt Viscosidad del líquido sin deslizamiento M/Lt Viscosidad de la mezcla sin deslizamiento M/Lt Viscosidad del petróleo M/Lt Viscosidad del petróleo muerto M/Lt Viscosidad del agua M/Lt Viscosidad del agua a condiciones estándar M/Lt Factor de corrección del hold up por efectos de la inclinación de la tubería Porcentaje Multiplicación.

(30) XXIX. RESUMEN En el Capítulo 1 se presenta la descripción del problema, se detalla la propuesta de solución, se plantean los objetivos, se explica la metodología que se va a utilizar en el transcurso del proyecto, se realiza un árbol de problemas y el análisis FODA del proyecto.. En el Capítulo 2 se describe cuáles son las variables más importantes en el control de procesos industriales, los equipos con los cuales se miden estas variables y se presenta la simbología que se utiliza para poder entender diagramas P&ID. Se exponen las correlaciones que sirven para determinar las propiedades PVT de los fluidos que sirven para dimensionar equipos. Se describen los algoritmos y ecuaciones para determinar las pérdidas de presión ocasionadas por flujo multifásico en tubería vertical y horizontal. Se muestran las ecuaciones que sirven para determinar las pérdidas de presión ocasionadas por elementos mecánicos (accesorios). Se procede a determinar la funcionalidad de cada equipo en la EPF y se desarrollan los algoritmos necesarios para poder dimensionar estos equipos.. En el Capítulo 3 se presentan los dos programas: “Programa de dimensionamiento de los equipos de la EPF” y “Programa de monitoreo y control de una EPF”. A través de datos de producción de un campo X que presenta un arreglo de 5 pozos, propiedades de los fluidos, tiempo de retención, entre otros, se procede a utilizar el primer programa para dimensionar los equipos de la EPF. A continuación, con los datos de producción, propiedades de los fluidos, BSW, entre otros, se procede a controlar y monitorear las variables de caudal y presión por equipo/trayectoria en las líneas de petróleo, agua, gas de alta presión y gas de baja presión, con el objetivo de verificar el ingreso de los fluidos entre equipos.. En el Capítulo 4 se detalla el manual de uso de cada uno de los programas.. En el Capítulo 5 se realiza el estudio económico del proyecto en base a diferentes alternativas y escenarios que se encuentran en función de la producción y el valor del barril del petróleo, respectivamente. Se determina el costo de alquiler de los equipos de la EPF y se genera el valor total de ganancia o pérdida para cada uno de los escenarios. Después se procede a determinar cuál de los escenarios planteados es el mejor, empleando el método de jerarquías analíticas..

(31) XXX. Finalmente en el Capítulo 6 se plantean las conclusiones y recomendaciones del proyecto..

(32) XXXI. PRESENTACIÓN La mayoría de campos que se encuentran produciendo en el oriente ecuatoriano son campos maduros, con alta presencia de gas libre y agua de formación, por lo que el tratamiento prematuro del crudo, en una EPF, ayudaría en el proceso de producción del petróleo.. Muchas de las facilidades de producción ubicadas en el oriente ecuatoriano se encuentran caducas, pues tienen más de 25 años de existencia, y operan con equipos cuyos valores de longitudes y diámetros están sobredimensionados, lo cual se traduce en un costo operativo mayor de lo previsto y crea un ambiente de incertidumbre sobre cuáles son los verdaderos valores que deben poseer los equipos para poder operar de forma funcional y eficiente. Además de los gastos innecesarios y la ineficiencia de los equipos, se tiene el problema de un precario proceso de almacenamiento y medición de los fluidos y caídas bruscas de presión que agregan más gastos a la producción por la adición de bombas, entre otros inconvenientes.. Debido a estos antecedentes, se realiza el presente proyecto para poder sumar una herramienta integral con la cual se pueda dimensionar, de la mejor forma, los equipos presentes en una EPF y otros equipos que no se encuentran en la misma, pero que se podrían encontrar en otra estación de facilidades de producción. A través de datos sencillos y con una interfaz amigable con el usuario, este programa genera tablas de longitudes y diámetros para ayudar al cliente en la decisión técnica de las dimensiones de los equipos.. Además de este primer programa, se presenta otra herramienta útil para el cliente con la cual se puede monitorear y controlar los parámetros de presión y caudal en la EPF. Este programa se usa con el objetivo de controlar el caudal de entrada y salida de cada uno de los equipos de la EPF en cada una de las líneas de flujo y para determinar las caídas de presión ocasionadas por flujo multifásico y por accesorios mecánicos. En base a los datos de presión de entrada y caídas de presión, el programa procede a verificar si la presión de salida de un equipo es suficiente para permitir el flujo, a otro equipo, sin la necesidad de añadir una bomba..

(33) XXXII. Estos programas son complementados por un estudio económico desarrollado en una hoja de Excel. Este análisis se basa en alternativas y escenarios propuestos por el cliente y que pueden ser comparados por el método de jerarquías analíticas..

(34) 1. CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA A SEGUIR 1.1. INTRODUCCIÓN. En este capítulo se describirá la metodología a seguir en el proyecto para asegurar el cumplimiento de su alcance; así como, la consecución de los objetivos propuestos para el problema.. 1.2. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. El problema nace ante la necesidad de contar con un software integral para dimensionar una Facilidad Temprana de Producción (EPF), capaz de determinar los parámetros operativos necesarios para el correcto funcionamiento de los equipos y la selección adecuada de los mismos, respecto a la necesidad del cliente, monitoreando volúmenes de producción y almacenamiento del crudo, para que a futuro, pueda ser tratado en una Central de Proceso de Fluidos (CPF).. 1.3. PROPUESTA DE SOLUCIÓN. La solución que se planea es la elaboración de algoritmos – que serán usados para el desarrollo de un software integral – los cuales ayudarán en la fase de dimensionamiento y selección de equipos, determinar las pérdidas de presión tanto en tubería como accesorios y en el monitoreo y control del proceso de almacenamiento y medición en una EPF.. 1.4. FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA. 1.4.1 FORMULACIÓN ·. ¿La elaboración de un software integral para el dimensionamiento de una EPF proveerá una estrategia para evitar los problemas operativos debidos al manejo manual de la EPF y añadirá eficiencia al proceso?.

(35) 2. 1.4.2 SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA ·. ·. · · · ·. 1.5. ¿El desarrollo de un software integral para el dimensionamiento de una EPF supondrá un beneficio a la fase de producción de petróleo en estos tiempos de crisis? ¿El desarrollo de un software integral para el dimensionamiento de una EPF contribuirá al estudio técnico – económico planteado para los diferentes campos, entre ellos los campos maduros? ¿El proyecto considerará una alta inversión tanto económica como de personal? ¿El apropiado dimensionamiento de una EPF optimizará la producción de petróleo en su fase inicial? ¿La disposición de nuevos equipos o equipos poco utilizados en una EPF mejorará su rendimiento? ¿La selección adecuada de equipos para una EPF reducirá el costo económico programado por el cliente?. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN. 1.5.1 OBJETIVO GENERAL ·. Elaborar los algoritmos necesarios para el dimensionamiento de equipos, análisis y control del proceso de almacenamiento y medición de una EPF.. 1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS · · ·. · ·. Describir la metodología del PMI a fin de asegurar el cumplimiento del alcance propuesto a tiempo. Proporcionar una revisión de la instrumentación usada en la Industria y el control de procesos. Considerar propiedades de flujo como gravedad específica, factor de compresibilidad, viscosidad cinemática, para obtener información necesaria para la selección y diseño de los equipos y el proceso de almacenamiento y medición. Explicar la manera en que el fluido pierde presión en tubería vertical, tanto por fricción (flujo multifásico) como por accesorios (válvulas, codos, te). Detallar el dimensionamiento y la función que realiza cada uno de los equipos que componen una EPF..

(36) 3. · · ·. 1.6. Dimensionar una EPF considerando los caudales, tipos de fluido y propiedades de flujo. Controlar las pérdidas de presión por líneas de fluido y equipo en una EPF. Realizar un análisis técnico - económico en base a la selección de los equipos óptimos de una EPF, acorde a la necesidad del cliente.. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. 1.6.1 PRÁCTICA El proyecto se plantea ante la necesidad de las empresas operadoras del Ecuador de contar con un simulador integral para dimensionar una EPF, capaz de dimensionar los equipos que la componen y mejorar el proceso de medición y almacenamiento del crudo. Con estos resultados se planificará y gestionará el campo en estudio, se optimizará la productividad y se reducirán las pérdidas de presión tanto en tubería como en accesorios. Todo lo mencionado aportará en el momento de la toma de decisiones estratégicas sustentadas bajo el conocimiento de la Ingeniería de Producción.. 1.6.2 HIPÓTESIS La justificación del proyecto es de carácter práctica, es decir, no se necesita plantear una hipótesis a ser demostrada.. 1.6.3 METODOLOGÍA La metodología a ser empleada en el presente proyecto es la propuesta por el PMI a través de su guía para la dirección de proyectos: PMBOK. El proyecto será de una sola fase ya que su cierre resultará de la revisión del entregable como prueba de culminación y aceptación. Además, el proyecto contará con una relación iterativa, debido a que es de carácter investigativo y presenta un ambiente incierto; así pues, el alcance se gestiona mediante la entrega de elementos adicionales al producto final, lo cual, facilita el control del proyecto y adiciona un plus al valor final del entregable (Sandoval, 2013)..

(37) 4. 1.6.3.1. Dirección de proyectos. La Dirección de Proyectos es la aplicación de conocimientos, herramientas y técnicas a las actividades del proyecto con el fin de satisfacer los requisitos involucrados en el proyecto (Aguilar y Cevallos, 2014). En la figura 1.1 se expone las divisiones de la dirección de proyectos, el grupo de procesos y las áreas de conocimiento.. FIGURA 1.1: DIRECCIÓN DE PROYECTOS (En base a PMBOK, 2008) RESPONSABILIDAD SOCIAL Y PROFESIONAL. DIRECCIÓN DE PROYECTOS. GRUPO DE PROCESOS. ÁREAS DE CONOCIMIENTO. - INICIACIÓN - PLANIFICACIÓN - EJECUCIÓN - SEGUIMIENTO Y CONTROL - CIERRE ALCANCE, CALIDAD, CRONOGRAMA, PRESUPUESTO, RECURSOS, RIESGO, ADQUISICIONES, COMUNICACIONES, INTEGRACIÓN, INVOLUCRADOS. La figura 1.2 muestra los procesos de la Dirección de Proyectos.. FIGURA 1.2: PROCESOS DE LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS (Tomado de Sandoval, 2013).