Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas · 2024
Análisis de las oportunidades de descarbonización considerando los gases de producción emitidos en diferentes regiones de Colombia
La cadena de valor de los hidrocarburos se divide en tres etapas principales: upstream, midstream y downstream. Upstream se centra en la exploración y producción de hidrocarburos. Midstream abarca el transporte hacia refinerías y puntos de distribución. Downstream se refiere a la refinación y distribución de productos terminados. La etapa upstream es crucial ya que genera las demás líneas de negocio, y abarca desde la exploración hasta el tratamiento del petróleo y gas en campo. Las estaciones de recolección y procesamiento reciben la producción y la tratan para su transporte, eliminando gas asociado, inorgánicos y agua. Quemar gas remanente en TEA tiene implicaciones ambientales debido a la producción de gases de efecto invernadero (GEI) como CH4, CO2 y vapor de agua. Estos gases contribuyen al efecto invernadero, aumentando el calor en la atmósfera. Para mitigar estas emisiones, se realizó una revisión para identificar los campos de Ecopetrol que más queman gas. Se contrastó esta información con inventarios de emisiones del sector petrolero y se examinaron tecnologías para aprovechar el gas residual. Una vez identificados los campos operados por Ecopetrol que más emisiones de GEI registran, se tomó una estación de producción de dichos campos como estudio teniendo como propósito realizar un análisis técnico-económico conceptual para evaluar la viabilidad de aplicar tecnologías de aprovechamiento del gas residual. Este enfoque busca reducir las emisiones de GEI en la industria petrolera, alineándose con compromisos ambientales nacionales e internacionales.
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Contenido
- Introducciónp. 13
- 1. Justificaciónp. 15
- 2. Objetivosp. 17
- 2.1 Objetivo Generalp. 17
- 2.2 Objetivos Específicosp. 17
- 3. Marco de referenciap. 18
- 3.1 Estado del artep. 18
- 3.2 Marco conceptualp. 20
- 3.2.1 Gases de efecto invernadero (GEI)p. 20
- 3.2.2 Emisiones GEI por quema de gas en Teap. 21
- 3.3 Marco normativop. 22
- 3.3.1 Normativa nacionalp. 22
- 3.3.2 Normativa internacionalp. 26
- 3.4.1 Mejores Técnicas Disponibles Económicamente Accesiblesp. 28
- 3.4.1.1 Técnica 1: Generación de calor y electricidadp. 29
- 3.4.1.1.1 Consideraciones técnicasp. 29
- 3.4.1.2 Técnica 2: Reinyección del gasp. 32
- 3.4.1.2.1 Consideraciones técnicasp. 32
- 3.4.1.3 Técnica 3: Productos Comercializables de Exportación – Gas Naturalp. 34
- 3.4.1.3.1 Consideraciones técnicasp. 34
- Líquidosp. 36
- 3.4.1.4.1 Consideraciones técnicasp. 36
- 3.4.1.5 Técnica 5: Generación y venta de energía eléctricap. 37
- 3.4.1.5.1 Consideraciones técnicasp. 37
- 3.4.1.6 Técnica 6: Separación de hidrocarburos pesadosp. 38
- 3.4.1.6.1 Consideraciones técnicasp. 38
- 3.4.1.7 Técnica 7: Optimizar las condiciones de combustión – Diseño avanzado de Teap. 40
- 3.4.1.7.1 Consideraciones técnicasp. 40
- 4. Metodologíap. 43
- 4.1 Metodología del objetivo específico 1p. 43
- 4.2 Metodología del objetivo específico 2p. 51
- 4.3 Metodología del objetivo específico 3p. 56
- 5. Análisis del caso de estudiop. 57
- 5.1 Emisiones GEI en el sector petrolero colombianop. 57
- TEAp. 78
- 5.3 Análisis técnico-económico conceptual del caso de estudiop. 63
- 5.3.1 Análisis técnicop. 63
- 5.3.2 Análisis económicop. 66
- 5.3.2.1 Generadores diésel en campop. 66
- 5.3.2.2 Inversión de capital para suministrar electricidad con generadores de gasp. 67
- 5.3.2.2.1 Modelos de generadores de gas naturalp. 69
- 5.3.2.3 Potencia eléctrica que produciría la estación de estudio con generadores de gasp. 69
- 5.3.2.4 Evaluación económica del proyectop. 71
- 5.3.2.4.1 Inversión inicial del proyectop. 72
- 5.3.2.4.2 Incremento anual de costos de operación: diésel vs gas naturalp. 72
- 5.3.2.4.3 Valor presente neto: diésel vs gas naturalp. 73
- 5.3.2.4.4 Payback del proyecto de generación con gas naturalp. 76
- 5.3.2.4.5 Huella de carbono producida por el escenario actual vs proyecto propuestop. 78
- 6. Conclusionesp. 79
- 7. Recomendacionesp. 82
- Referencias Bibliográficasp. 83
- energéticop. 18
- ambiental en el sector de minas y energíap. 22
- el cambio climáticop. 26
- Tabla 4 Composición promedio de los campos ubicados en el departamento del Huilap. 47
- Tabla 5 Composición promedio de los campos ubicados en el departamento del Metap. 48
- Tabla 6 Composición promedio de los campos ubicados en el departamento del Casanarep. 49
- Araucap. 50
- Tabla 8 Consideraciones que se toman en cuenta para aplicar las técnicasp. 52
- quemap. 62
- Tabla 10 Costos asociados al suministro de energía eléctrica a través de generadores diéselp. 67
- Tabla 11 Data del caso de estudiop. 68
- Tabla 12 Precios de generadores de gas naturalp. 69
- Tabla 13 Selección del generador adecuadop. 71
- Tabla 14 Inversión inicial para el proyectop. 72
- Tabla 15 Incremento anual del costo operativo por sistema de generaciónp. 73
- Tabla 16 Flujo de caja con generadores diéselp. 74
- Tabla 17 Flujo de caja con generadores de gas naturalp. 75
- Tabla 18 Ahorro y rentabilidad implementando el proyecto de generadores de gasp. 77
- gasp. 18
- Figura 2 Modelo conceptual de la técnica 1p. 32
- Figura 3 Modelo conceptual de la técnica 2p. 33
- Figura 4 Modelo conceptual de la técnica 3p. 35
- Figura 5 Modelo conceptual de la técnica 4p. 37
- Figura 6 Modelo conceptual de la técnica 5p. 38
- Figura 7 Modelo conceptual de la técnica 6p. 40
- Figura 8 Modelo conceptual de la técnica 7p. 43
- Figura 9 Metodología para cumplir el objetivo específico 1p. 44
- Figura 11 Volumen de gas quemado en varios campos colombianos por añop. 46
- Figura 12 Metodología para cumplir el objetivo específico 3p. 56
- Figura 13 Infraestructura petrolera del departamento del Metap. 58
- Figura 14 Un ciclo típico de motor de gas para generación de energíap. 65
- Figura 15 Comparación del flujo de caja de ambos proyectosp. 75
- Figura 16 Punto de equilibrio del proyectop. 77