Actualmente el mercado de petróleo y gas enfrenta un reto en el uso eficiente de los recursos naturales bajo estándares de seguridad y con el mínimo impacto ambiental.
Con esta premisa, es necesario aplicar nuevas tecnologías para mejorar los procesos de producción de los nuevos yacimientos en el Golfo de México. En el presente documento se analizan variables de proceso para el diseño de una plataforma de producción ubicada en el Golfo de México. Específicamente para el manejo de los líquidos asociados al gas natural.
Generalmente, el gas producido y separado en una plataforma de producción es utilizado como gas combustible, para reinyección al yacimiento o es enviado a las plantas de procesamiento, por lo que requiere ser comprimido. Durante la compresión, los compuestos más pesados del gas natural se condensan formando los líquidos de gas natural (LGN).
Cabe señalar que estos líquidos se vaporizan en los tanques de almacenamiento y se envían al quemador. Ocasionalmente son manejados en la unidad de recuperación de vapores (VRU) o venteados a la atmósfera. Los cuales comprometen el cumplimiento de las regulaciones ambientales mexicanas y adicionalmente desperdiciando valiosa fuente de energía.
Asimismo, los componentes más pesados del gas suelen condensar en el gasoducto de transmisión. En consecuencia, se incrementa la caída de presión exigiendo además una mayor frecuencia de operación de los diablos en la limpieza de tuberías para evitar el arrastre de líquidos a la entrada de las plantas de tratamiento y distribución de gas.
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El presente estudio se centra en una evaluación Pre-FEED que consta de una plataforma con instalaciones de producción, perforación, servicios y habitacional. La cual se ubica en el Golfo de México. Está dimensionada para manejar un promedio de 40 MMSCFD de gas, 60 MBPD de aceite, y 75 MBPD de agua congénita.
El objetivo para la definición de la infraestructura requerida en la explotación de un campo petrolero se centra en obtener el máximo volumen de hidrocarburos. Los cuales requieren requisitos mínimos de compresión y bombeo, aprovechando al máximo la energía del yacimiento.
El análisis considera los siguientes casos: 1.- Representa el diseño original donde se mezclan los LGN provenientes de las etapas de compresión y del acondicionamiento del gas combustible junto con el gas y el caso. 2.- El cual consiste en mezclar los LGN de las etapas de compresión en la etapa de separación de presión intermedia.
Los resultados indican que la estrategia seleccionada para el caso 2 incrementa la producción de aceite y mejora su gravedad API. Sin embargo, los requisitos de potencia y energía son más altos comparados al caso 1.
Adicionalmente, se mejora la calidad del gas a ser transmitido y se reduce la caída de presión en el gasoducto; por lo tanto, se requiere una frecuencia más baja en las operaciones de diablos disminuyendo los costos de operación y mantenimiento.
Como complemento a la evaluación técnica, se desarrolló una evaluación económica preliminar considerando CAPEX, OPEX, ROI, valor presente neto y eficiencia de inversión. Demostrando que el caso 2 es una solución rentable que permite la optimización en la explotación de los recursos naturales bajo estándares de seguridad. Con el mínimo impacto ambiental, brindando mayores beneficios para el operador.
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Durante el estudio se comprobó que incorporar los LGN a una etapa de separación de presión intermedia se alcanza un incremento de la producción de aceite en 611 BPD. Adicionalmente, se obtiene un aumento de la gravedad API en 1° en promedio.
Asimismo, se determinó una disminución en el volumen de hidrocarburos líquidos formados junto al gas de ventas; por lo tanto, se obtiene una reducción de la caída de presión en el la tubería de ventas que induce la disminución en las operaciones de corrida de diablos.
A pesar de la mayor demanda de potencia y energía el caso 2, es una estrategia técnicamente viable para aprovechar los LGN en costa afuera.
Igualmente, la evaluación económica mostró eficiencias de inversión atractivas y un retorno de la inversión superior al caso 1. El caso de estudio propuesto es una estrategia técnico-económicamente viable que permite abatir los desafíos venideros del mercado del petróleo y gas natural. Mediante la optimización en el aprovechamiento de los recursos naturales, minimizando el impacto ambiental y generando mayores beneficios para el operador.
Los ingenieros Alberto Lory Mendoza, Gabriel Díaz Boffelli y José Ramírez Ramírez presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
