Ingeniería de Petróleos · 2024
Modelo de simulación de tratamiento de crudo en campos offshore mediante la implementación de software especializado
El presente trabajo de investigación pretende realizar una simulación mediante el programa de Aspen HYSYS, en donde intervengan procesos de tratamiento de hidrocarburos tanto crudo como gas, derivando de estos las facilidades de superficie de un campo offshore que permita entregar los fluidos en estado de calidad para su posterior transporte y comercialización. El principal objetivo de esta simulación es conocer más del proceso en general de un campo offshore, incluyendo en él condiciones características de fluidos extraídos en la región caribe y zonas geológicas aledañas para así lograr a un prospecto fiable de lo que sería un proyecto de crudo y gas en el caribe colombiano. Ciertamente la escasez de información presente de campos offshore en fase exploratoria o de producción en Colombia que cuenten con dichas propiedades así como también con posibilidad de extraer crudo y gas, abre una puerta a la especulación y es en este punto donde los procesos de análisis e investigaciones conceptuales hechos entorno a la producción offshore, se convierten en información valiosa que aporta al éxito y correcto desarrollo de los mismas, minimizan riesgos y disminuyen el margen de error en la toma de decisiones. Este proyecto busca desarrollar una simulación de las facilidades en superficie de un campo offshore para el procesamiento de crudo y gas, características aun no presentes en ningún proyecto offshore colombiano pero desarrollado con datos de fluidos característicos y representativos de las cuencas nacionales; sumándose así de manera sustanciosa a este conjunto de datos e investigaciones referencia a la hora de hacer proyectar, evaluar, desarrollar e implementar proyectos offshore y así también comprender mejor dicho sector. Para esta investigación conceptual se utilizaron muestras de datos de fluidos representativos y característicos del Colombia, Castilla en el caso de crudo y Guajira en caso del gas, para así, mediante la simulación proyectar resultados objetivos y útiles de un prospecto de campo colombiano, que no abarque solo la producción y tratamiento de gas, cómo es el caso de la situación actual en campos offshore del país, sino que también atienda al caso de producir hidrocarburos líquidos en conjunto con el gas.
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Contenido
- Introducciónp. 11
- 1. Objetivosp. 14
- 1.1 Objetivo generalp. 14
- 1.2 Objetivos específicosp. 14
- 1.3 Delimitaciónp. 14
- 1.4 Espaciop. 15
- 1.5 Tiempop. 15
- 1.6 Contenidop. 15
- 1.7 Alcancep. 15
- 2. Descripción general y operaciones de las plataformas offshorep. 16
- 2.1 Prospección superficial offshore y profundidad de trabajop. 17
- 2.2 Tipos de plataforma y barcosp. 18
- 2.2.1 Plataformas convencionales para exploraciónp. 18
- 2.2.1.1 Plataformas sumergiblesp. 18
- 2.2.1.2 Plataforma autoelevables “Jack-up”p. 19
- 2.2.1.3 Plataformas semisumergibles “Semi-submersibles” (SSP)p. 19
- 2.2.1.4 Barcos perforadores “drill ships”p. 20
- 2.2.2 Plataformas convencionales para producciónp. 20
- 2.2.2.1 Estructura pesada “Gravity-Based Structures” (GBS)p. 20
- 2.2.2.2 Steel Jacketp. 21
- 2.2.2.3 Compliant Towers (CT)p. 21
- 2.2.2.4 Tension Leg Platforms (TLPs)p. 22
- 2.2.2.5 Semisumergible “Semi-Sumersibles”p. 22
- and Offloading vessels” (FPSO)p. 22
- 2.2.2.7 Sparsp. 23
- 3. Simulador Aspen Hysysp. 24
- 3.1 Paquetes Termodinámicosp. 25
- 3.1.1 Ecuaciones de estadop. 25
- 3.1.1.1 Peng-Robinson y el modelo Soave-Redlich-Kwongp. 25
- 3.1.2 Modelos de actividadp. 26
- 3.2 Entorno de simulaciónp. 26
- 3.3 Paleta Modeladop. 26
- 4. Manejo de fluidos en campos offshorep. 28
- 4.1 Separación de fluidos costa afuerap. 28
- 4.1.1 Separadores gravitacionalesp. 29
- 4.1.2 Separadores centrífugos o tipo ciclónp. 32
- 4.2 Tratamiento de fluidos costa afuerap. 33
- 4.2.1 Sistemas de intercambio de calorp. 34
- 4.2.2 Intercambiadores de calorp. 34
- 4.2.3 Intercambiadores de combustión indirectap. 34
- 4.2.4 Calentador de combustión directap. 35
- 4.2.5 Recuperación de calor residualp. 36
- 4.2.6 Aeroenfriadoresp. 37
- 4.2.7 Sistemas de desalinización de petróleop. 38
- 4.2.8 Desalinizadoresp. 38
- 4.2.9 Válvulas de Globop. 39
- 4.2.10 Boquillas de rociadop. 40
- 4.2.11 Mezcladores estáticosp. 41
- 4.3 Transporte de fluidos costa afuerap. 43
- 4.3.1 Bombasp. 43
- 5. Diseño de simulaciónp. 44
- 5.1 Caracterización del crudo de procesop. 46
- 5.2 Ingreso de la corriente de hidrocarburop. 51
- 5.3 Simulación del proceso de separaciónp. 52
- 6. Resultadosp. 59
- 6.1 Resultados finales del proceso y composición condiciones y propiedades del gasp. 59
- 6.1.1 Composición de la corriente de gas final listo para ventap. 59
- 6.1.2 La Envoltura de un Gas y sus Implicaciones en las Fases Líquida y Gaseosap. 59
- 6.1.3 Condiciones de la corriente final del gasp. 60
- 6.1.4 Propiedades de la corriente final del gasp. 61
- 6.2.1 Composición de las corrientes de crudo del procesop. 62
- 6.2.2 Envolvente de la corriente de crudo finalp. 62
- 6.2.3 Condiciones de la corriente final del petróleop. 63
- 6.2.4 Propiedades de la corriente final de petróleop. 64
- 6.3.1 Composición final del agua de producciónp. 65
- 6.3.2 Condiciones de la corriente final del agua de producciónp. 66
- 7. Conclusionesp. 68
- Referenciasp. 71
- Apéndicesp. 72
- Tabla 1. Composición del gasp. 45
- Tabla 2. Destilación en fracciónp. 46
- Tabla 3. Viscosidad del crudop. 46
- Tabla 4. Composición de la corriente de gas de ventap. 59
- Tabla 5. Envolvente del gas de ventap. 60
- Tabla 6. Propiedades de la corriente final del gasp. 61
- Tabla 7. Composición de las corrientes de crudo del procesop. 62
- Tabla 8. Envolvente de la corriente final del crudop. 63
- Tabla 9. Condiciones de la corriente final del petróleop. 64
- Tabla 10. Propiedades de la corriente final del petróleop. 65
- Tabla 11. Composición final del agua de producciónp. 66
- Tabla 12. Condiciones de la corriente final del agua de producciónp. 66
- Figura 1. Ubicación de bloques offshore en Colombiap. 12
- Figura 2. Paleta de modeladop. 27
- Figura 3. Separador horizontal / verticalp. 30
- Figura 4. Deflector de entradap. 31
- Figura 5. Difusores de neblinap. 32
- Figura 6. Separadores centrífugos o tipo ciclónp. 33
- Figura 7. Diseño intercambiador de calorp. 35
- Figura 8. Intercambidor de calorp. 36
- deflectores internos que establecen flujo horizontalp. 37
- Figura 10. Esquema de un sistema de desalinización de una sola etapap. 39
- Figura 12. Static mixerp. 42
- Figura 13. Lista de componentes seleccionados para la simulaciónp. 47
- Figura 14. Entorno Básico de Simulación de Aspen HYSYS 11p. 48
- Figura 15. Ingreso de datos para caracterizar un crudo en Aspen HYSYS 11p. 48
- Figura 16. Propiedades de los componentes hipotéticos del crudo simuladop. 49
- HYSYS 11p. 50
- Figura 18. Curva de destilación TBP del crudo calculada por Aspen HYSYS 11p. 50
- Figura 19. Simulación de la corriente de hidrocarburop. 51
- Figura 20. Datos de la corriente “fluid to sep”p. 51
- Figura 21. Sistema de compresión de tres etapasp. 52
- Figura 22. Proceso de separación del hidrocarburop. 53
- Figura 23. Proceso de tratamiento y almacenamiento del aceitep. 54
- Figura 24. Proceso de tratamiento del aguap. 54
- Figura 25. Proceso de separación y compresión del gasp. 55
- Figura 26. Modelo de simulación de las facilidades de la superficiep. 57
- Figura 27. Envolvente del gas de ventap. 60