Especialización en Producción de Hidrocarburos · 2023
Evaluación técnico-económica para la ampliación de la capacidad de tratamiento en la facilidad de producción del campo ubicado en Llanos Norte
La facilidad de producción CPF1 ubicada en un campo de Llanos Norte en el departamento de Arauca, actualmente se encuentra limitada en algunas áreas del proceso de tratamiento, por lo cual no es posible recibir la totalidad de la producción del fluido de pozos de las distintas plataformas. Con la entrada de fluido adicional a la facilidad asociado a pozos nuevos como producto de las campañas exploratorias, trabajos de Work Over y campañas de reactivación, la operación se ve obligada a apagar otros pozos productores con cortes mayores de agua, generando pérdidas a la compañía asociadas a la producción de crudo de los pozos que requieren ser apagados. La compañía tiene proyectado un incremento de producción para el periodo 2023-2026 en distintas fases, para lo cual se hace necesario realizar una evaluación técnica de las etapas de proceso existentes e identificar cuáles requieren ser ampliadas u optimizadas, adicionando nuevos equipos, líneas, servicios auxiliares y/o haciendo mejoras en la operación del sistema actual con el fin de aumentar la capacidad de tratamiento de la facilidad conforme a los requerimientos de producción. Una vez identificadas las limitaciones existentes en cada etapa del proceso de tratamiento, se plantean propuestas de ampliación u optimización para la operación en la facilidad, y se realiza la evaluación económica de estas propuestas con el fin de conocer la relación beneficio/costo y así seleccionar la mejor propuesta que se adapte a los requerimientos de la compañía.
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Contenido
- INTRODUCCIÓNp. 11
- 1. OBJETIVOSp. 16
- 1.1 Objetivo Generalp. 16
- 1.2 Objetivos Específicosp. 16
- 2. MARCO DE REFERENCIAp. 17
- 2.1 Generalidades Facilidades de Producciónp. 17
- 2.1.1 Sistema de Recolección y Manifold de entradap. 18
- 2.1.2 Sistema de Separaciónp. 18
- 2.1.3 Sistema de tratamiento, almacenamiento y transporte de crudop. 20
- 2.1.4 Sistema de tratamiento de Gasp. 20
- 2.1.5 Sistema de tratamiento y disposición de agua de producciónp. 21
- 2.2 Procesos de Separaciónp. 23
- 2.2.1 Separadores Bifásicos (Separación Gas – Líquido)p. 24
- 2.2.2 Separadores Trifásicos (Separación Gas – Crudo – Agua)p. 41
- 2.3 Generalidades del campo ubicado en Llanos Nortep. 43
- 3. DESCRIPCIÓN PROCESO FACILIDAD DE PRODUCCIÓN CPF1p. 44
- 3.1 Sistema Múltiple de entradap. 46
- 3.2 Sistema de Separación primariap. 48
- 3.2.1 Separador de pruebap. 49
- 3.2.2 Separadores de producciónp. 49
- 3.3. Sistema Botas de gas y separadores de agua libre FWKOsp. 50
- 3.4 Sistema de gas de alta presiónp. 52
- 3.5 Sistema de gas de media presiónp. 54
- 3.6 Sistema de almacenamiento y bombeo de crudo hacia el oleoductop. 56
- 3.7 Sistema de tratamiento de agua de producciónp. 58
- 3.8 Sistema de inyección de aguap. 60
- 3.9 Sistema de Tratamiento de Sludgep. 62
- 3.10 Sistemas Auxiliaresp. 62
- 3.10.1 Sistema de Drenajesp. 62
- 3.10.2 Sistema de Aire de Instrumentos e Industrialp. 63
- 3.10.3 Sistema de Inyección de Químicosp. 63
- 3.10.4 Sistema Contraincendiop. 64
- 4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ÁREAS DE PROCESOp. 66
- 4.1 Revisión manifold de entrada a la facilidadp. 66
- 4.2 Revisión sistema de separación primariap. 67
- 4.2.1 Separador de pruebap. 49
- 4.2.2 Separadores de producciónp. 49
- 4.3 Revisión sistema botas de gas y FWKOsp. 81
- 4.4 Revisión sistema de gas de alta presiónp. 81
- 4.5 Revisión Sistema de gas de media presiónp. 82
- 4.5.1 Operación tanque sumidero 16V-1505:p. 82
- 4.5.2 Operación tanque de condensados 16V-2003:p. 85
- 4.5.3 Acumulación de condensados línea de Teap. 93
- 4.6 Revisión Sistema de almacenamiento y bombeo de crudop. 94
- 4.7 Revisión sistema de tratamiento de agua de producciónp. 95
- 4.8 Revisión sistema de inyección de aguap. 98
- 4.9 Revisión sistemas auxiliaresp. 100
- 4.10 Revisión capacidad líneas internas de la Facilidadp. 100
- CPF1p. 96
- 5. ANÁLISIS ECONÓMICOp. 106
- 5.1 Costos de inversión CAPEXp. 106
- 5.2 Costos de Operación OPEXp. 107
- 5.3 Ingresosp. 108
- 5.3 Cálculo de indicadores financierosp. 113
- 6. CONCLUSIONESp. 115
- 7. RECOMENDACIONESp. 117
- REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICASp. 118
- Tabla 1. Tiempos de retención para separadores gas - líquidop. 27
- Tabla 2. Parámetros de monitoreo agua de inyección CPF1p. 61
- Tabla 3. Puntos de inyección de químico en la facilidad CPF1p. 63
- operaciónp. 65
- Tabla 5. Tiempos de estabilización rango de flujo para pozos de bajo caudalp. 71
- Tabla 6. Capacidad actual disponible separadores de producción CPF1p. 75
- Tabla 7. Propiedades fluido de producción CPF1p. 76
- Tabla 8. Tabulación para cálculo de CDp. 78
- Tabla 9. Tabulación para cálculo de Lss y relación de esbeltezp. 78
- ampliaciónp. 79
- Tabla 11. Propiedades escenario de alimentación simultánea a separador 16V-2003p. 87
- simultáneop. 89
- Tabla 13. Capacidad hidráulica línea de salida de crudo de separador 16V-2003p. 90
- Tabla 14. Escenarios de alimentación 16V-2002 incluyendo los condensados de Generaciónp. 91
- Generaciónp. 88
- Tabla 16. Capacidad actual máxima área celdas de flotaciónp. 96
- facilidad de producción de CPF1p. 99
- Tabla 18. Costos de inversión para ampliación de la facilidad CPF1p. 107
- Tabla 19. Costos de operación durante periodo de evaluación del proyectop. 108
- Tabla 20. Ingresos anuales por venta de crudo durante periodo de evaluación del proyectop. 111
- Tabla 21. Cálculo de regalías por producción de hidrocarburos en Colombiap. 111
- regalíasp. 112
- Tabla 23. Ingresos netos anuales después del impuesto de rentap. 112
- Tabla 24. Tiempo de recuperación de la inversiónp. 115
- Figura 1p. 12
- Figura 2. Pronósticos producción de crudo en la Facilidad CPF1 (2023-2026)p. 13
- Figura 3 Pronósticos agua producida en la Facilidad CPF1 (2023-2026)p. 14
- Figura 4 Separación primaria de fluidos en un separador bifásico horizontalp. 19
- flotaciónp. 96
- Figura 7 Secciones principales de un separador bifásico horizontal y verticalp. 24
- Figura 8 Esquema Separador bifásico horizontalp. 29
- Figura 9 Esquema Separador bifásico verticalp. 30
- Figura 10 Patrón de flujo bifásico horizontalp. 32
- Figura 11 Extractor de niebla en un separador verticalp. 34
- Figura 12 Esquema de un separador horizontal con chorros de arenap. 35
- Figura 13 Modelo de un separador horizontal - Longitud junta a juntap. 38
- Figura 14 Modelo de un separador vertical – Longitudes aproximadasp. 40
- Figura 15 Esquema Separador trifásico horizontalp. 41
- Figura 16 Esquema etapas principales del proceso de tratamiento en Facilidad CPF1p. 45
- Figura 17 Esquema fluido de pozos a la facilidad CPF1p. 47
- Figura 18 Esquema Sistema de separación primaria en la facilidad CPF1p. 48
- Figura 19 Esquema Sistema de botas de gas y FWKOs en la facilidad CPF1p. 51
- Figura 20 Esquema Sistema de gas de alta presión en la facilidad CPF1p. 52
- Figura 21 Esquema Sistema de gas de media presión en la facilidad CPF1p. 54
- Figura 22 Esquema Sistema de almacenamiento y bombeo de crudo en la facilidad CPF1p. 57
- Figura 23 Esquema Sistema de tratamiento de agua de producción en la facilidad CPF1p. 58
- Figura 24 Esquema Sistema de inyección de agua facilidad CPF1p. 60
- Figura 25 Configuración actual separador de prueba 16V-1001- Trifásico horizontalp. 68
- Figura 27 Curva teórica % Cv vs porcentaje de aperura válvula FCV-10011 (LCV-10011)p. 73
- Figura 28 Pronósticos producción de gas de entrada a la Facilidad CPF1 (2023-2026)p. 80
- Figura 29p. 83
- Figura 30p. 84
- Figura 31p. 85
- Figura 32p. 93
- Figura 33p. 94
- Figura 34p. 96
- Figura 35p. 102
- Figura 35p. 102
- Figura 37p. 109
- Figura 38p. 109