Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 31-10-2019, Aprobado tras revisión: 20-01-2020
Forma sugerida de citación: Gutiérrez, C.; Venegas, J. (2020). “Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación
entre producción de petróleo y producción de GLP, maximizando el recurso energético de la Estación de producción de Petróleo,
Aguarico”. Revista Técnica “energía”. No. 16, Issue II, Pp. 60-69
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Nodal Analysis to decide the optimal point of operation between oil
production and LPG production to maximize the energy resource of the
Petroleum Production Station, Aguarico
Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación entre
producción de petróleo y producción de GLP, maximizando el recurso
energético de la Estación de producción de Petróleo, Aguarico
C.P. Gutiérrez
1
J.S. Venegas
2
1
Petroamazonas EP, Jefatura de Soluciones Energéticas, Quito-Ecuador
E-mail: christian_gutierrez@petroamazonas.gob.ec
2
Facultad de Ingeniería Química, Universidad Central del Ecuador, Quito-Ecuador
E-mail: j.vs96@icloud.com
Abstract
The production of oil in Ecuador has involved for
several years the burning of associated gas without it
being delivered in its entirety to the entity
responsible for transforming it into products such as
LPG and natural gasoline. Consequently, there is an
energy loss in the process that leads to an economic
loss for the state. Therefore, this study presents the
necessary methodology to simulate the optimal
operating condition in the production separators of
the Aguarico Process Central, which represents the
maximum economic gain from the
commercialization of oil and liquefied gas,
optimizing the resource energetic. For the
development of the study, the Aspen Hysys® and
PIPESIM software are used, which together with the
information provided by Petroamazonas EP, allow
simulating the current field operating condition to
subsequently perform a sensitivity analysis on the
operating pressure of the separator and its effect on
gas and oil flows. Although, as the operating
pressure of the separator increases, the flow of oil
and gas decreases, the study shows that there is a
point that maximizes the monetary gain related to
the commercialization of oil and liquefied gas, and
even, it represents the limit of gas collection at the
compressor inlet that directs the flow to the
Shushufindi Industrial Complex (CIS). The
modification of the current pressure set to a value of
29 psig would lead to an increase of $ 11,936.26
associated with the commercialization of oil and
LPG per day of operation. Similarly, the amount of
associated gas that is sent to the torches is reduced,
generating a lesser effect of combustion
contamination.
Resumen
La producción de petróleo en el Ecuador ha
involucrado durante varios años la quema de gas
asociado sin que este sea entregado en su totalidad a
la entidad responsable de transformarlo en
productos como GLP y gasolina natural. En
consecuencia, existe una pérdida energética en el
proceso que conlleva a una pérdida económica para
el estado. Por lo tanto, en este estudio se presenta la
metodología necesaria para simular la condición de
operación óptima en los separadores de producción
de la Central de Procesos Aguarico, la misma que
represente la máxima ganancia económica de
comercialización de petróleo y gas licuado,
optimizando el recurso energético. Para el desarrollo
del estudio se emplea los softwares Aspen Hysys® y
PIPESIM, que conjuntamente con la información
proporcionada por Petroamazonas EP, permiten
simular la condición actual de operación del campo
para posteriormente realizar un análisis de
sensibilidad sobre la presión de operación del
separador y su efecto en los caudales de gas y
petróleo. A pesar de que, a medida que se
incrementa la presión de operación del separador, el
flujo de petróleo y gas disminuyen, el estudio
demuestra que existe un punto que maximiza la
ganancia monetaria referida a la comercialización de
petróleo y gas licuado, e inclusive, representa el
límite de la captación de gas a la entrada del
compresor que direcciona el flujo al Complejo
Industrial Shushufindi (CIS). La modificación del set
de presión actual a un valor de 29 psig, conllevaría a
un incremento de $ 11 936,26 asociado a la
comercialización de petróleo y GLP por día de
operación. Del mismo modo, se reduce la cantidad de
gas asociado que se envía a las antorchas, generando
un menor efecto de contaminación por combustión.
Index terms Process Simulation, Optimization,
Optimal pressure, Oil, Liquefied Petroleum Gas.
Palabras clave Simulación de Procesos,
Optimización recursos energéticos, Presión Óptima,
Petróleo, Gas Licuado de Petróleo.
60
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
1. INTRODUCCIÓN
Durante varios años se ha quemado el gas asociado
al petróleo en el oriente ecuatoriano, esto en un análisis
simple podría ser interpretado como un desperdicio
energético y como una pérdida económica para el estado
ecuatoriano.
El presente estudio se focaliza en la estación de
producción de Petróleo, Aguarico, en esta estación se
recibe, agua petróleo y gas de los diferentes pozos de
producción, se separan los fluidos y se envía el gas para
producción de GLP y el crudo se envía para
exportación.
A pesar que el estado ecuatoriano, a través de sus
empresas Petroamazonas EP y EP Petroecuador,
cuentan con facilidades para captar el gas, no se logra
captar la totalidad, y se continúa viendo en esta zona
mecheros, donde se quema el gas asociado.
El esquema de trabajo definido, es que
Petroamazonas EP produce petróleo y entrega el gas
asociado a EP Petroecuador, con el fin que esta empresa
convierta el gas asociado en GLP, Gasolina Natural y
retorne el gas residual a Petroamazonas EP para que
esta empresa lo utilice como combustible para
generación de energía eléctrica en diferentes locaciones.
Una de las razones por las cuales no se logra captar
el gas es debido a las limitaciones operativas, respecto a
la presión del gas con la que Petroamazonas EP entrega
el gas a EP Petroecuador.
Con la visión exclusivamente de Petroamazonas EP,
focalizada en maximizar la producción de Petróleo, se
definen condiciones de presión en la cual se maximice
la producción de Petróleo, bajas presiones en los
Separadores de producción.
En tanto que con la visión exclusivamente de EP
Petroecuador, se requiere de altas presiones a la succión
de los compresores que captan el gas con el fin de
transportarlo y finalmente convertir el gas en GLP.
En este caso existe un diferente objetivo en cada una
de las empresas, cada empresa intentando maximizar
sus recursos energéticos y obtener los máximos réditos
económicos.
Actualmente, la filosofía de operación del separador
de producción en un campo petrolífero va de la mano
con el beneficio monetario que se pueda obtener a partir
de este. Es así que, es común encontrar que la gran
mayoría de centrales de procesos de petróleo en
Ecuador se encuentren operando a una presión inferior a
la que se pudo establecer en las condiciones de diseño.
Esto se debe a que, cuando se compara los caudales
de producción de fluido líquido frente al de fluido en
fase gaseosa, la diferencia en volúmenes es
extremadamente favorable a la producción de fluido en
fase líquida cuando la presión en el separador es baja,
dejando de lado el interés en la fase gaseosa.
Bajo este criterio, el Banco Central del Ecuador
registró un monto de 7853.41 millones de dólares por
exportaciones nacionales de petróleo realizadas a
Estados Unidos, Panamá, Perú, Chile y China; para el
cuarto trimestre de 2018. [1]
Por el otro lado, la operación de una planta de gas
demanda una mayor presión en el separador con la
finalidad de que su captación de volumen gas sea mayor
a la entrada a sus compresores para producción de gas
licuado de petróleo, especialmente.
Es así que, de octubre a diciembre de 2018, Ecuador
importó 2.92 millones de barriles de GLP, superando el
valor de importación a la del año 2016. [1]
Esta situación a la que se encuentran sometidos
trabajadores tanto de parte de la central de procesos, así
como de la planta de gas, se la concibe como un dilema
operacional a ser resuelto. Es así que, se busca
determinar la presión óptima a la que debe operar el
separador de producción de una central de procesos de
petróleo teniendo en cuenta aspectos asociados a
relaciones costo-beneficio, optimización de recursos
energéticos, así como medio ambientales.
En base a lo expuesto, teniendo en cuenta la
fluctuación del precio de gas licuado y gasolina natural
en función del precio del petróleo. Para los dos primeros
semestres del año en curso, con un precio aproximado
de USD 53,47 por barril de petróleo, el punto óptimo de
operación se encuentra a 29 psig. Además, esta presión
se concibe incluso como la máxima presión para generar
la carga total disponible del compresor en la estación.
El estudio consta de cuatro grandes bloques. En ellos
se trata los fundamentos teóricos necesarios para
sustentar la simulación de la Central de Procesos
Aguarico. La técnica de evaluación basada en el uso de
simuladores comerciales para ejecutar análisis: nodal,
de sensibilidad y financiero (Metodología). Los cálculos
matemáticos necesarios conjuntamente con los
resultados obtenidos, y finalmente el análisis de los
mismos.
2. ANÁLISIS NODAL
La optimización de la producción de pozos
petrolíferos se logra a través de un procedimiento
conocido como Análisis Nodal. Un análisis nodal,
consiste en la determinación del flujo de fluido que se
transporta en un sistema de tuberías conectadas a
manera de red. En efecto, se debe de tener en cuenta
todos los elementos que influyen sobre el cálculo de la
cantidad de fluido producido, así como las condiciones
de frontera a la cual se sujeta el análisis.
Al resolver los caudales del sistema, la posición de
la solución se puede tomar en varios nodos
(ubicaciones). [2]
61
Gutiérrez et al. / Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación entre producción de petróleo y GLP,Aguarico
2.1. Índice de Productividad
El índice de productividad es una medida usada
comúnmente para determinar el desempeño de un pozo
solo si el mismo se encuentra trabajando bajo
condiciones de pseudo estado estacionario. [3]
Donde:
: Caudal de fluido,
: Presión de fondo fluyente,
: Presión media del yacimiento,
: Índice de productividad,
3. MODELACIÓN DEL FLUIDO
El modelo de flujo Black Oil se emplea en la
simulación de procesos de transporte de fluidos y
considera la existencia de tres fases distintas, como se lo
describe en [4]. La cantidad de cada una de las fases se
definen por las condiciones estándar del GOR y corte de
agua.
Por otro lado, en caso de que la presión del fluido
descienda a un valor inferior al punto de burbuja, la fase
de fluido correspondiente a componentes
hidrocarburíferos se dividirá en una fase líquida y vapor
en equilibrio termodinámico. [5]
En [6] las propiedades comunes empleadas en el
modelo Black Oil, se describen de la Tabla 1.
Tabla 1: Composiciones y propiedades típicas del fluido
hidrocarburífero en Black Oil
Propiedad
Black Oil
C
1
(% molar)
30
C
2
-C
6
(%molar)
35
C
7+
(%molar)
35
GOR (SCF/STB)
<2000
[m
3
/m
3
]
<360
Densidad API
30-45
Gravedad Específica
del Aceite
0,88-0,8
3.1. Correlación en condición de burbuja
Para el cálculo del GOR se empleará el modelo
Lasater, descrita en [5].
Donde:
Con:
: Relación Gas-Petróleo,
: Constante de Calibración
: Gravedad Específica del petróleo
: Peso molecular del petróleo,
: Temperatura,
Presión absoluta,
3.2. Correlación Live Oil
Se tomará en cuenta el modelo de De Ghetto [5], que
establece una diferenciación de modelos en función de
la densidad API. Por lo que:
Para petróleos en el rango de :
Donde:
Para petróleos en el rango de :
Donde:
3.3. Correlación Dead Oil
A condiciones estándar o condición de saturación
, , el fluido recibe el nombre de Dead Oil,
Es decir, la muestra de petróleo se encontrará en
equilibrio líquido-vapor con su fase gaseosa o en su
punto de saturación. [5]
Los valores de viscosidad para Dead Oil, serán
tomados de las muestras de petróleo obtenidos por los
laboratorios del Centro de Investigaciones Geológicas
de Quito (CIGQ) y Schlumberger.
Figura 1: Variación del GOR en función de la presión
3.4. Correlación para viscosidad del fluido en
condiciones de insaturación
Se toma el modelo de Vasquez y Beggs:
62
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Donde:
3.5. Correlación para el factor de compresibilidad
El factor de compresibilidad se calculará en base al
modelo de Standing. Este método no es válido para
presiones reducidas menores a 0,92.
3.6. Corte de agua crítico de inversión de fase (Cut-
off)
Generalmente, en los sistemas Petróleo/Agua, el
petróleo se presenta como la fase continua a bajos cortes
de agua. A medida que el corte de agua aumenta, la
cantidad de fase continua irá disminuyendo hasta que se
produzca una inversión de fases. El corte de agua al cual
se produce la inversión de fase continua a dispersa se
conoce como Corte de agua crítico de inversión de fase,
también conocido como Cut-off. [7]
3.7. Modelo de Emulsión
En el caso en que el Cut-Off sea menor a su
contenido de agua y sedimento (BSW), la viscosidad de
la mezcla se ajustará a la fase continua, el agua.
Por otro lado, si el contenido de agua y sedimento
(BSW) de fluido sea inferior al Cut-Off, se ajustará la
viscosidad de la mezcla por el modelo de Woelflin,
desarrollado en [8].
4. METODOLOGÍA
La Fig. 2, representa el esquema general de
resolución y cálculo del análisis nodal del campo
Aguarico, empelando el software PIPESIM de
Schlumberger.
Inicio
Elección del
modelo de
Hidrocarburo
¿El modelo es
el adecuado?
Cálculo del Índice de
Producción
Ingreso de datos y
cálculo del Análisis
Nodal en PIPESIM
¿Los resultados
presentan
un error global inferior
al 5%?
Recalcular el valor de
GOR reportado
Cálculo de Análisis de
Sensibilidad variado la
presión del separador
Fin
No
Si
No
Si
Figura 2: Esquema de cálculo empleando PIPESIM
La Fig. 3, contiene la metodología a seguir para
determinar el caudal de gas entregado a Gerencia de
Refinación, posterior al paso del compresor y remoción
de condensados.
Una vez que se determine el flujo de gas entregado
a Gerencia de Refinación y por ende al Complejo
Industrial Shushufindi (CIS), se tomará en cuenta el
balance de masa de la planta de gas para establecer
relaciones especificadas asociadas a la producción de
GLP y GN.
Posteriormente, establecidos los caudales de
producción diaria de productos GLP, GN y petróleo, se
procederá a evaluar las ganancias obtenidas a medidas
que se incremente la presión de operación del separador.
Es importante especificar que, los precios de los
productos en estudio serán tomados en función del
reporte mensual de Gerencia de Comercialización
Nacional de EP Petroecuador.
63
Gutiérrez et al. / Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación entre producción de petróleo y GLP,Aguarico
Inicio
Ingreso de las propiedades de
la fase gaseosa calculada en
PIPESIM
¿El Cv calculado está
fuera del rango de la curva de la
válvula de control ?
Reducir o aumentar la
presión a la salida de la
válvula de Control
Fin
Si
No
Ingreso de isometría de
la línea de gas
Cálculo del fujo de gas
entregado
Cálculo del Cv de la
válvula de control
Determinar el
porcentaje de apertura
de la válvula
Figura 3: Esquema de cálculo empleando Aspen Hysys®
5. RESULTADOS DEL CASO DE ESTUDIO
5.1. Resultados del análisis nodal
Habiendo ajustado el modelo de simulación de la
estación de producción, Aguarico a las condiciones
reales de operación a un error global de 2.45%, se
aceptan los caudales de flujo arrojados por PIPESIM,
ver Tabla 2.
Tabla 2: Resultados de la simulación en la condición actual de
operación en el separador
Condición
Valor
Presión,
23.00
Temperatura,
144.02
Flujo total de fluido,
40336.48
Flujo de petróleo,
8326.77
Flujo de Agua,
32009.71
Flujo de Gas,
3.9634
La Fig. 4, representa el esquema de medición del
flujo de gas de la estación de procesos para el ajuste de
esta corriente en el simulador. El flujo de gas
proveniente del separador se acopla con la sumatoria del
valor de gas entregado a Gerencia de Refinación,
medido por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero [9] (Consumo PIN) y del valor medido
en la línea alta del separador, posición (1).
Separador Tea
Consumo PIN
1
Figura 4: Esquema de medición ejecutado
Posteriormente, se elige como variable de análisis a
la presión del separador de la estación, para obtener la
tendencia de producción de fluido en función de esta
variable.
Es así que, como resultado del aumento de
contrapresión en el separador, la curva hidráulica global
del sistema se desplazará hacia la izquierda. En efecto,
se requerirá mayor energía para trasportar el fluido. No
obstante, el caudal se verá obligado a disminuir. Este
comportamiento se describe en la Fig. 5.
En [9], se concibe que la relación típica entra carga y
el flujo de fluido sigue el modelo:
Donde:
: Fujo en condiciones actuales
: Carga en condiciones actuales
: Flujo en condición en diseño
: Carga en condiciones de diseño
Figura 5: Curva del sistema hidráulico
En la Fig. 5, las curvas del sistema se construyen
variando la presión del separador, es así que se cuenta
con curvas a: b) Psep=120psig, c) Psep=100psig, d)
Psep=80psig, e) Psep=60psig, f) Psep=40psig, g)
182
184
186
188
190
192
194
196
39 39.5 40 40.5
Head x10
3
(ft)
Flujo x10
3
(STBD)
64
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Psep=20psig, y la curva de la bomba equivalente del
sistema hidráulico a).
Además, la Fig. 6 evidencia la disminución del flujo
de petróleo a medida que se eleva la presión de
operación del separador. Es así que, se observa que a
una presión de 35 psig, existe una pérdida considerable
de flujo e inicia un declive más evidente a mayor
presión.
Figura 6: Flujo de petróleo en función de la presión del separador
De manera semejante, la tendencia del gas
producido es similar a la del flujo de petróleo, ver Fig.
7. Sin embargo, su variación es menor en términos de
volumen. Pues en el rango de evaluación de 18 psig a
110 psig, existe una disminución de 0,0659 MMSCFD.
Figura 7: Flujo de gas en función de la presión del separador
5.2. Resultados de la simulación de la línea de gas
La Tabla 3, contiene información asociada a las
especificaciones técnicas del compresor reciprocante
instalado en el campo.
Tabla 3: Información general del compresor instalado en la
Central de procesos Aguarico
Con dicha información, y la cromatografía del gas
producido, se construye la curva del compresor por
medio del software Aspen Hysys®.
Figura 8: Curva de capacidad del compresor Ajax DPC-2802
doble etapa.
De la Fig. 8, se puede evidenciar que, a una mayor
presión de succión del gas, la capacidad aumenta de
manera lineal.
Al realizar el esquema de simulación de la línea de
gas, se describe completamente la tendencia del
volumen de gas a medida que se eleva la presión del
separador. De la Fig. 9, se puede destacar que el flujo de
gas aumenta linealmente hasta un valor de 2.5
MMSCFD, el cual corresponde a su vez, a la carga
máxima disponible.
Adicionalmente, de la Fig. 9, se concluye que, a una
presión del separador de 29 psig, se encuentra el límite
de captación de volumen de gas en la central de
procesos.
Fabricante
Ajax
Modelo
DPC-2802
Número de Etapas
2
Número de cilindros por
etapa
1
Tipo de cilindro
Doble Efecto
Velocidad, RPM
440
Carga disponible, BHP
407.1
Presión de descarga, psig
450
8100
8150
8200
8250
8300
8350
18 20 22 24 26 28 30 40 50 70 90 110
Flujo de Petróleo (STBD)
Presión del Separador (psig)
3.86
3.88
3.9
3.92
3.94
3.96
3.98
18 20 22 24 26 28 30 40 50 70 90 110
Flujo de Gas (MMSCFD)
Presión del Separador (psig)
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
0 10 20 30 40
Flujo de gas de ingreso, (MMSCFD)
Presión de Succión, Ps (psig)
440 RPM
65
Gutiérrez et al. / Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación entre producción de petróleo y GLP,Aguarico
1.300
1.500
1.700
1.900
2.100
2.300
2.500
2.700
15 35 55 75 95 115
Flujo de Entrada al Compresor (MMSCFD)
Presión del Separador (psig)
1.300
1.500
1.700
1.900
2.100
2.300
2.500
15 65 115
Flujo de Salida del Compresor (MMSCFD)
Presión del Separador (psig)
Figura 9: Captación del gas al compresor en función de la presión
del separador
Por otro lado, cabe destacar que el flujo de gas a
través del compresor se reducirá por efecto de la
remoción de condensados. La Fig. 10, muestra el
comportamiento del flujo de gas a la salida del
compresor.
Figura 10: Flujo a la salida del compresor en función de la presión
del separador
En la Fig. 11, se contrasta el flujo de petróleo y gas
producido en el separador a medida que se incrementa
la presión del mismo. De la misma se puede evidenciar
que a medida que se incrementa la presión de operación
del separador, la producción de petróleo disminuye,
mientras que la producción de gas aumenta.
Figura 11: Captación de gas y petróleo en función de la presión
del separador
A partir de la información que maneja el Complejo
Industrial Shushufindi (CIS) asociada al balance de
masa de la planta de gas, se obtiene el flujo de GLP,
gasolina natural y gas residual; correspondientes al flujo
de gas entregado a la salida del compresor de la
Estación Aguarico.
La Fig. 12, representa la tendencia de producción
gas licuado y gasolina natural en función de la presión
del separador.
Figura 12: Pronóstico de producción de GLP y GN en el CIS en
función de la presión del separador
5.3. Resultados a nivel energético
A partir del poder calórico correspondiente a cada
una de las corrientes producidas, la Fig. 13 muestra la
tendencia de disminución de energía asociada a la
quema de gas en la antorcha como resultado del
aprovechamiento del gas para transformación a GLP,
gasolina natural y gas residual, cuando se eleva la
presión del separador.
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
18 38 58 78 98 118
Flujo de Gas (Tm/d)
Presión del Separador
GLP GN
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
8100
8150
8200
8250
8300
8350
18
20
22
24
26
28
30
40
50
70
90
110
Flujo de Gas (MMSCFD)
Flujo de Petróleo (STBD)
Presión del Separador (psig)
66
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Es decir, al aumentar la presión del separador, se
aumentará el flujo direccionado al Consumo PIN de la
Fig. 4 (Gas Aprovechado), reduciendo el volumen de
gas que se dirige a la antorcha. Esto implica una
reducción en las emisiones de gas de combustión,
además de un ahorro de engería que se utilizará para la
producción de GLP y gasolina natural.
Figura 13: Variación de la energía asociada al gas en función de la
presión del separador
De la misma manera, a una presión de 29 psig se
disminuye la brecha entre la energía aprovechada,
correspondiente a la producción de petróleo, GLP y
gasolina natural, frente a la energía total disponible del
sistema.
Es así que se optimizaría 558,54 MMBTU/d
respecto a la condición actual de operación (23 psig), al
trabajar a una condición de 29 psig en el separador. Ver
Fig. 14.
Figura 14: Variación de energía en función de la presión del
separador
Figura 15: Fluctuación de precio del GLP en función del precio
por barril de petróleo
5.4. Resultados del análisis económico
Para los dos primeros trimestres del año 2019, en
base a los datos presentados por el Banco Central del
Ecuador [1]y EP Petroecuador [14], se establece una
relación del precio de GLP y Gasolina Natural en
función del precio de petróleo. Ver figuras 15 y 16.
A diferencia del precio del gas licuado de petróleo,
la gasolina natural, mantiene un precio sin severas
fluctuaciones en referencia al precio del barril de
petróleo. Por lo tanto, el ente que influirá notablemente
el monto de ganancias totales será la producción de
GLP.
Figura 16: Fluctuación del precio del GN en función del precio
por barril de petróleo
En base a los planteamientos propuestos, y al
evaluar las diferentes posibilidades y escenarios
económicos; se encuentra que, a pesar de las
fluctuaciones del precio de GLP en los tres primeros
trimestres de 2019, la ganancia conjunta referida a la
venta de petróleo, GLP y GN será siempre mayor
cuando se entrega toda la cantidad disponible de gas a
Gerencia de Refinación para producción de derivados.
Ver Figs. 17 y 18.
47000
48000
49000
50000
51000
52000
53000
54000
55000
15 25 35 45 55 65
Energía (MMBTU/d)
Presión del Separador (psig)
Sistema total Petróleo Energía Aprovechada
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
15 27 39 51 63
Energía (MMBTU/d)
Presión del Separador (psig)
Gas total Gas aprovechado Gas hacia antorcha
y = -0.1078x
3
+ 18.063x
2
- 1005.7x + 19352
R² = 0.8604
$600.00
$650.00
$700.00
$750.00
$800.00
$850.00
$40.00 $45.00 $50.00 $55.00 $60.00 $65.00
Precio GLP (USD/Ton)
Precio del Petróleo (USD/Barril)
y = -0.0004x
3
+ 0.0708x
2
- 3.7669x + 68.762
R² = 0.1665
$0.00
$0.50
$1.00
$1.50
$2.00
$2.50
$40.00 $45.00 $50.00 $55.00 $60.00 $65.00
Precio GN (USD/gal)
Precio del Petróleo (USD/Barril)
67
Gutiérrez et al. / Análisis Nodal para determinar el punto óptimo de operación entre producción de petróleo y GLP,Aguarico
Figura 17: Resultados de ganancia monetaria por venta de
productos en función de la presión del separador a enero de 2019
Para cada una de los escenarios, a una presión del
separador de 29 psig se obtiene la máxima ganancia
monetaria referida a venta de petróleo, GL y GN.
Figura 18: Ganancia monetaria referida a venta de productos en
función de la presión del separador a junio de 2019
Al considerar únicamente la producción de
productos en el intervalo de 18 psig a 29 psig, es posible
describir la operación de la Estación de Producción
Aguarico mediante una función lineal, ya que su
coeficiente de correlación es de 0,9982.
La Fig. 20, se encuentra construida al precio de
venta de productos a junio de 2019. Sin embargo, al
considerar cualquier escenario de precios durante los
dos primeros trimestres de 2019, el comportamiento
será idéntico, presentando como punto máximo de
ganancias al escenario de 29 psig de presión de
operación en el separador.
Figura 19: Resultados de ganancia monetaria por venta de
productos en función de la presión del separador a junio de 2019
Figura 20: Tendencia de resultados de ganancia monetaria por
venta de productos en función de la presión del separador a junio
de 2019 de 18 a 29 psig
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el rango de operación de 18 a 29 psig, por cada
psig de presión que se incremente, se obtendría un
aumento de aproximado de USD 1 928,70 por día. Ver
Fig. 20.
Al operar el separador de la Central de Procesos
Aguarico a una presión de 29 se obtendrá la
máxima cantidad de ganancias debido a la venta de
petróleo y GLP. Este monto a condiciones actuales de
comercialización de dichos productos sería alrededor de
$441 306,23 por día de operación, superando en $11
936,26 respecto a la condición actual de operación.
El límite máximo de captación de gas para
producción de GLP está dado por la carga del
compresor instalado. Es así que el límite máximo de
producción de GLP correspondiente al gas producido en
la Central de Procesos de Aguarico es de 50,44
$ 0.00
$ 50,000.00
$ 100,000.00
$ 150,000.00
$ 200,000.00
$ 250,000.00
$ 300,000.00
$ 350,000.00
$ 400,000.00
$ 450,000.00
$ 500,000.00
0 20 40 60 80 100 120
Ganancia (USD/d)
Presión del Separador (psig)
GLP Petróleo GLP+GN+Petróleo
$ 0.00
$ 100,000.00
$ 200,000.00
$ 300,000.00
$ 400,000.00
$ 500,000.00
$ 600,000.00
0 20 40 60 80 100 120
Ganancia (USD/d)
Presión del Separador (psig)
GLP Petróleo GLP+GN+Petróleo
$ 465,000.00
$ 470,000.00
$ 475,000.00
$ 480,000.00
$ 485,000.00
$ 490,000.00
0 50 100 150
Ganancia (USD/d)
Presión del Separador (psig)
GLP+GN+Petróleo
y = 1928.7x + 433129
R² = 0.9982
$ 465,000.00
$ 470,000.00
$ 475,000.00
$ 480,000.00
$ 485,000.00
$ 490,000.00
$ 495,000.00
15 20 25 30
Ganancia (USD/d)
Presión del Separador (psig)
68
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
toneladas métricas por día con una presión de succión
de 24,26 , al operar a 29 .
Al incrementar la presión del separador a 29 , el
flujo volumétrico de gas direccionado a la antorcha se
reducirá en un 22,12% respecto a la operación actual
(23 ). Por lo tanto, se evidencia una reducción del
índice de emisión de gases contaminantes a la atmósfera
como producto de combustión, así como el incremento
del 1,09% de energía aprovechada respecto a la
operación actual diaria de la Central de Procesos
Aguarico, en trasformación de GLP, gasolina natural y
gas residual.
De esto modo, se recomienda que la presión del
separador de la Central de Procesos Aguarico,
gerenciada por Petroamazonas EP, se cambie a un valor
de 29 que involucra la máxima ganancia en venta
de producto líquido y derivado gaseoso, maximizando
de esta manera los recursos energéticos del estado
ecuatoriano.
Además, para optimizar la producción de GLP en el
Ecuador se sugiere que se aplique la metodología
desarrollada en este estudio a los demás campos de
producción y fijar un nuevo set de presión en el
separador.
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Banco Central del Ecuador, «Reporte del Sector
Petrolero IV Trimestre de 2018». 2018.
[2] K. E. Brown, The Technology of Artificial Lift
Methods. PPC Books, 1984.
[3] T. Ahmed, Reservoir Engineering, Fifth Edition.
Boston: Gulf Professional Publishing, 2016.
[4] T. Ahmed, Equations of State and PVT Analysis,
Second Edition. Boston: Gulf Professional
Publishing, 2016.
[5] Schlumberger, PIPESIM Steady-State Multiphase
Flow Simulator. Schlumberger, 2017
[6] W. C. Lyons, G. J. Plisga, y M. D. Lorenz, Eds.,
Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas
Engineering, Third Edition. Boston: Gulf
Professional Publishing, 2016.
[7] J. R. Fanchi, Principles of Applied Reservoir
Simulation, Fourth Edition. Gulf Professional
Publishing, 2018.
[8] W. Woelflin, “The Viscosity Of Crude-Oil
Emulsions,” presented at the Drilling and
Production Practice, 1942.
[9] D. Green W. y R. Perry H., Perry´s Chemical
Engineers´Handbook, Eighth edition. McGraw-
Hill.
[10] ARCH, “Agencia de Regulación y Control
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Available:
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ed: 14-Oct-2019].
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Schlumberger Oilfield Glossary,” 2019. [Online].
Available:
https://www.glossary.oilfield.slb.com/es.aspx.
[Accessed: 14-Oct-2019].
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Argillier, “Crude Oil Emulsion Properties and
Their Application to Heavy Oil Transportation,
Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP,
59, no. 5, pp. 511–521, Sep. 2004, doi:
10.2516/ogst:2004036.
[13] Gas Processors Suppliers Association, GPSA
Engineering Data Book, Twelfth Edition. GSAP,
2004.
[14] EP Petroecuador, “EP Petroecuador Gerencia de
Comercialización Nacional-Precios de venta a
nivel de terminal para las comercializadoras
calificadas y autorizadas a nivel Nacional.”
2019- 2018.
Christian Gutiérrez Alvarado.-
Nació en Cuenca, Ecuador en
1984. Recibió su título de
Ingeniero Químico de la
Universidad Central del Ecuador
en 2008; de Master en Procesos
Industriales de la Universidad
Central del Ecuador en 2013.
Actualmente se desempeña como Coordinador General
de Ingeniería en el Departamento de Soluciones
Energéticas, de Petroamazonas EP., y, como profesor de
Simulación de Procesos en la Facultad de Ingeniería
Química en la Universidad Central del Ecuador. Sus
campos de investigación están relacionados con el
Desarrollo de Procesos de Optimización de Energía.
Joseph Venegas Chacón.- Nació
en Quito, Ecuador en 1996.
Realizó sus estudios en la
Universidad Central del Ecuador,
logrando el reconocimiento a
mejor estudiante en el período
2016-2018. Actualmente, es
egresado de la Facultad de
Ingeniería Química.
69
