Visualizacion Livianos Bloque Oeste- PDVSA San Tome Proyecto B503

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

NOMBRE DEL PROYECTO:

INFRAESTRUCTURA DESARROLLO ÁREA LIVIANO SAN TOMÉ – BLOQUE OESTE NÚMERO DEL PROYECTO PDVSA:

B0503

NÚMERO DEL PROYECTO TECNOCONSULT:

1007-02

INGENIERÍA CONCEPTUAL

DIAPOSITIVA 1 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

CONTENIDO • Objetivo de la presentación • Alcance de la revisión • Requerimientos de PDVSA • Premisas de diseño planteadas en el DSD-1 • Criterios de diseño sugeridos por PDVSA • Comentarios de Tecnoconsult • Criterios de Selección Para Bombas Multifásicas • Ventajas de Utilización de Sistemas Multifásicos • Recomendaciones • Conclusiones

DIAPOSITIVA 2 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

OBJETIVOS DE LA PRESENTACIÓN 1. Presentar la revisión de la visualización del proyecto, realizada por la disciplina procesos de Tecnoconsult.

2. Definir parámetros claves para la evaluación de alternativas y el diseño conceptual de la opción seleccionada.

ALCANCE DE LA REVISIÓN • Documento Soporte de Decisión 1 (DSD-1).

• Documento Solicitud de Oferta (DSO).

• Presentación “Centralización de Producción Bloque Oeste”, realizada por Infraestructura Liviano San Tomé, el 11-03-05.

• Volumetría PDO 2004-2023 Bloque Oeste.

DIAPOSITIVA 3 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

REQUERIMIENTOS DE PDVSA • Reducir la complejidad de las operaciones.

• Reducir el número de instalaciones.

• Desincorporar activos improductivos.

• Reducir el mantenimiento de instalaciones.

• Optimizar las pruebas de pozos.

• Reemplazar los sistemas convencionales de prueba por medidores multifásicos.

• Reducir la presión de cabezal de los pozos.

• Incorporar óptimo nivel de automatismo y control.

• Decidir si el C.O. Que estaría ubicado en Budare requiere compresión de gas, considerando la producciónd e San Cristobal.

DIAPOSITIVA 4 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PREMISAS DE DISEÑO PLANTEADAS EN EL DSD-1 • Presión de descarga de 1.300 psig en las plantas compresoras.

• Presión de separación líquido-gas en el primer tren de los Centros Operativos de 500 psig, para el caso de uso de bombas multifásicas.

• Considerar una fracción volumétrica de gas (GVF) menor que 99,5 %.

• Todas las estaciones operan con un solo nivel de presión de separación que oscila entre 65 y 105 psi.

• Se contempla continuar utilizando los oleoductos existentes entre los nuevos CO, el PTO y troncales de recolección.

• El gas de la corriente multifásica se separará en el CO y fluirá a la Planta de Tratamiento y Compresión de Gas.

DIAPOSITIVA 5 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

CRITERIOS DE DISEÑO SUGERIDOS POR PDVSA • Crecimiento modular de las instalaciones.

• Considerar un GVF < 99,5% en el diseño de bombas multifásicas.

• Reducir el consumo de potencia en las plantas compresoras, incrementando la presión de succíón desde 60 psig (actual) a 500 psig (con bombas multifásicas).

• Aplicar medidores multifásicos a todas las estaciones.

• Considerar opciones donde el sistema de recolección de producción sea con tecnologia de valvulas multipuerto, y otras donde se utilizen tubos múltiples automatizados.

DIAPOSITIVA 6 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

RESULTADOS DEL ANALISIS DEL PDO 2004-2023 • 1500 <RGP< 3400

• Corte de agua varía entre 39 y 48%.

• En SCR según PDO el RGP es 154 hasta 500 PCN/BN. • En análisis de arenas (E-H) el RGP es 80-200 PCNBN.

• Según caudales del PDO en todas las estaciones el GVF está entre 97 y 99%, excepto en EEF-1 (92-96) y SCR (79-91).

• Considerar un GVF < 99,5% en el diseño de bombas multifásicas.

• Reducir el consumo de potencia en las plantas compresoras, incrementando la presión de succíón desde 60 psig (actual) a 350 psig (con bombas multifásicas).

• El crudo en SCR es un corte extrapesado, por lo que deberá de considerarse que este sea procesado en un CO aparte.

DIAPOSITIVA 7 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

COMENTARIOS DE TECNOCONSULT • Hay que satisfacer la presión de separación requerida por PDVSA en los C.O. (500 psig) considerando: a) El ahorro de potencia en compresión versus el aumento en bombeo. b) La disponibilidad de energía eléctrica y gas en los C.O. versus la disponibilidad de fuentes de energía en las estaciones de flujo. c) Presión de descarga de las bombas multifásicas y presión máxima de trabajo de las tuberías existentes que interconectan las estaciones. d) La contrapresión ejercida por el separador a la salida hacia los compresores es una limitante en la selección de los mismos. Mayor presion de succión, menor potencia de compresión requerida, pero la presión de separación es mucho mas baja. e) Igual para las bombas multifásicas: mayor presión de descarga, menor potencia requerida en el compresor, lo que también incide en el tamaño de las líneas.

DIAPOSITIVA 8 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

• Definiciones: • GVF ( Gas Volume Fraction) se define como la rata de flujo de gas sobre la fracción por volumen de líquido a la presión y temperatura de operación.

• El RGP es la relación de MMPCD sobre los MBND a condiciones estándar de presión y temperatura.

DIAPOSITIVA 9 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Criterios de Selección Para Bombas Multifásicas MW-Pump

MPC-Pump

• Inlet Pressure < 15 barg • On-Shore • Differential Pressure < 40 bar • GVF < 96%

• Inlet Pressure > 15 barg • On-Shore / Off-Shore • High Differential Pressures • GVF > 96%

DIAPOSITIVA 10 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

NAM, Offshore Netherlands, MPC 335 – 100, 1999

GVF GLR

99,5 % 17,038 SCF/BBL

p inlet

220 psig

p disch.

580 psig

Capacity 176 MBPD

DIAPOSITIVA 11 / X

Speed

1,800 rpm

Power

670 HP

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

NAM, The Netherlands, MPC 335 – 60, 1999

GVF GLR

99.9 % 44,841 SCF/BBL

p Inlet

500 psig

p Disch. 1,000 psig Capacity

68 MMSCFD

Speed

1,800 rpm

Power

1,000 HP

DIAPOSITIVA 12 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Ventajas de La Utilización de Sistemas Multifásicos  Concentración de volúmenes producción en un punto.  Disminución en la presión de cabezal de los pozos.  Consideración relación Costo Beneficio.  Presión Succión / Tamaño Bombas.  Crecimiento modular baja inversión futuro.

 Incremento de la presión de Descarga de las MF.  Ahorro en caballaje en las Plantas Compresora.  Menor tamaño lineas multifasicas.  Patron de flujo más favorable.  Incorporación del óptimo nivel de automatismo y control.

DIAPOSITIVA 13 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PRODUCCION PROMEDIO PRODUCCIÓN PROMEDIO INCLUYENDO SCR Y SDN-1

ESTACIÓN

HC (MBND)

%

Acum

GAS (MMPCD)

%

Acum

SCR

33.6

31.2%

31.2%

12.9

9.8%

9.8%

EF-EED-1

21.5

20.0%

51.2%

0.2

0.1%

9.9%

EEF-15

17.3

16.1%

67.4%

39.3

29.8%

39.8%

BUEF-1

13.5

12.5%

79.9%

30.5

23.1%

62.9%

EEF-4

5.4

5.0%

84.9%

12.2

9.2%

72.1%

SDN-1

4.6

4.3%

89.2%

10.4

7.9%

80.0%

YEF-5

4.5

4.2%

93.4%

10.3

7.8%

87.8%

EEF-5

2.4

2.2%

95.6%

5.4

4.1%

91.9%

EEF-10

1.7

1.6%

97.2%

3.9

3.0%

94.8%

IEF-3

1.5

1.4%

98.6%

3.4

2.6%

97.4%

EEF-7

1.3

1.2%

99.8%

2.9

2.2%

99.6%

FTM-3

0.2

0.2%

100.0%

0.5

0.4%

100.0%

TOTAL DIAPOSITIVA 14 / X

107.5

131.8 REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Produccion Promedio 2005-2023 60.0

50.0

40.0

30.0 Gas (MMPCD) Crudo (MBND) 20.0

10.0

0.0 SCR

EF-EED- EEF-15 BUEF-1 1

EEF-4

SDN-1

YEF-5

EEF-5

EEF-10

IEF-3

EEF-7

FTM-3

Estacion de Flujo/Descarga DIAPOSITIVA 15 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PRODUCCION MAXIMA PRODUCCIÓN MÁXIMA INCLUYENDO SCR Y SDN-1

ESTACIÓN

HC (MBND)

%

Acum

GAS (MMPCD)

%

Acum

SCR

44.7

28.0%

28.0%

19.2

8.9%

8.9%

EF-EED-1

33.5

21.0%

49.0%

15.6

7.3%

16.2%

EEF-15

27.0

16.9%

65.8%

59.7

27.8%

43.9%

BUEF-1

20.9

13.1%

78.9%

46.3

21.5%

65.5%

EEF-4

8.4

5.3%

84.2%

18.5

8.6%

74.1%

SDN-1

7.1

4.5%

88.7%

15.8

7.3%

81.4%

YEF-5

7.0

4.4%

93.1%

15.6

7.3%

88.7%

EEF-5

3.7

2.3%

95.4%

8.2

3.8%

92.5%

EEF-10

2.7

1.7%

97.0%

5.9

2.7%

95.2%

IEF-3

2.3

1.5%

98.5%

5.2

2.4%

97.6%

EEF-7

2.0

1.3%

99.8%

4.4

2.0%

99.7%

FTM-3

0.3

0.2%

100.0%

0.7

0.3%

100.0%

TOTAL DIAPOSITIVA 16 / X

159.8

215.1 REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE Produccion Maxima 2005-2023

90.0

80.0 Crudo (MBND)

Gas (MMPCD)

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0 0.0 SCR

EF-EED- EEF-15 BUEF-1 1

EEF-4

SDN-1

YEF-5

EEF-5

EEF-10

IEF-3

EEF-7

FTM-3

Estaciones de Flujo/Descarga

DIAPOSITIVA 17 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PC BUDARE RESUMEN DE DATOS POR INSTALACIÓN

ESTACIÓN: TIPO:

Fluido (Unidad) Gas (MMPCND) HC Asoc. (MBND)

PC-BUDARE PLANTA COMPRESORA

CAUDAL DE GAS MANEJADO Mínimo Max 2011 Máx 2017 Máx 2023 Promedio 12.6 104.5 139.5 139.5 93.1 3.7 85.4 92.7 92.7 67.7

CAUDAL DE GAS

110

Gas (MMPCND) Petróleo Asoc. (MBND)

55 50

90

45

80

40

70

35

60

30

50

25

40

20

30

15

20

10

10

5

0

0

20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23

Gas (MMPCND)

100

60

Petróleo Asociado (MBND)

120

DIAPOSITIVA 18 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PC SAN CRISTOBAL RESUMEN DE DATOS POR INSTALACIÓN ESTACIÓN: TIPO:

Fluido (Unidad) Gas (MMPCND) HC Asoc. (MBND)

PC-SCR PLANTA COMPRESORA

CAUDAL DE GAS MANEJADO Mínimo Max 2011 Máx 2017 Máx 2023 Promedio 1.6 25.3 34.4 34.4 23.4 0.5 48.6 48.6 48.6 37.5

CAUDAL DE GAS 120

55

Gas (MMPCND) Petróleo Asoc. (MBND)

50

90

45

80

40

70

35

60

30

50

25

40

20

30

15

20

10

10

5

0

0

20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23

Gas (MMPCND)

100

Petróleo Asociado (MBND)

110

60

DIAPOSITIVA 19 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PC ELOTES RESUMEN DE DATOS POR INSTALACIÓN ESTACIÓN: TIPO:

Fluido (Unidad) Gas (MMPCND) HC Asoc. (MBND)

PC-ELOTES PLANTA COMPRESORA

CAUDAL DE GAS MANEJADO Mínimo Max 2011 Máx 2017 Máx 2023 Promedio 2.8 28.0 37.3 37.3 24.2 3.3 34.7 44.4 44.4 28.3

CAUDAL DE GAS

110

Gas (MMPCND) Petróleo Asoc. (MBND)

55 50

90

45

80

40

70

35

60

30

50

25

40

20

30

15

20

10

10

5

0

0

20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23

Gas (MMPCND)

100

60

Petróleo Asociado (MBND)

120

DIAPOSITIVA 20 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PC ISLA RESUMEN DE DATOS POR INSTALACIÓN ESTACIÓN: TIPO:

Fluido (Unidad) Gas (MMPCND) HC Asoc. (MBND)

PC-ISLA PLANTA COMPRESORA

CAUDAL DE GAS MANEJADO Mínimo Max 2011 Máx 2017 Máx 2023 Promedio 1.8 13.3 17.7 17.8 11.7 0.6 6.1 8.1 8.1 5.1

CAUDAL DE GAS

110

Gas (MMPCND) Petróleo Asoc. (MBND)

55 50

90

45

80

40

70

35

60

30

50

25

40

20

30

15

20

10

10

5

0

0

20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23

Gas (MMPCND)

100

60

Petróleo Asociado (MBND)

120

DIAPOSITIVA 21 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

PC YOPN RESUMEN DE DATOS POR INSTALACIÓN

ESTACIÓN: TIPO:

Fluido (Unidad) Gas (MMPCND) HC Asoc. (MBND)

PC-YOPN PLANTA COMPRESORA

CAUDAL DE GAS MANEJADO Mínimo Max 2011 Máx 2017 Máx 2023 Promedio 1.6 11.6 15.6 15.6 10.3 0.5 5.4 7.0 7.0 4.4

CAUDAL DE GAS

110

Gas (MMPCND) Petróleo Asoc. (MBND)

55 50

90

45

80

40

70

35

60

30

50

25

40

20

30

15

20

10

10

5

0

0

20 05 20 06 20 07 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23

Gas (MMPCND)

100

60

Petróleo Asociado (MBND)

120

DIAPOSITIVA 22 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Recomendaciones  Se recomienda considerar el uso de nueva tecnologia para las estaciones de flujo con mas crudo y gas como lo indica el PDO. Por ejemplo, para EEF-15, se justifica una inversión en tecnologia de punta, mientras para los volumenes y caudales manejados en EEF-5 y EEF-7 no amerita el desembolso.  FTM-3 y ETM-1 son estaciones de flujo con múltiples convencionales, las cuales es preferible dejarlas como están.  Más del 95% de la producción de crudo y gas se concentra en SCR, EF-EED-1, EEF-15, BUEF-1, EEF-4, SDN-1 y YEF-5, lo que descarta a EEF-10 , ETM-1, IEF-3, EEF-7 y FTM-3 como estaciones productivas. Aqui sin embargo se pueden considerar solamente la instalación de medidores multifásicos.  Las simulaciones darán mayor información de si se pueden utilizar las instalaciones existentes para manejar la producción actualmente, o si se requerirá de nueva infraestructura (lineas, separadores, tanques, hornos, etc) para manejar los caudales de gas, crudo y agua a futuro.

DIAPOSITIVA 23 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Conclusiones • Mas del 50% de la produccion de gas de las estaciones se encuentra ubicada entre EEF-15 y BUEF-1, por lo que la PC de este CO debe de estar en esa localidad.

• Mas del 50% de la produccion de crudo se encuentra ubicada entre SCR y ED-EED-1, lo que hace mas dificil ubicar el CO de acuerdo a la premisa de centralizar la produccion en un solo CO. DIAPOSITIVA 24 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Conclusiones (ctnd) • Utilizar tecnologia multifásica para llevar crudo y gas a los futuros CO desde las estaciones de flujo mas remotas.

• Tratar de utilizar la infraestructura existente en las estaciones que esten mas cerca de los Centros de Compresión/Inyección de Gas, a fin de ahorrar en bombeo multifásico (caso de EEF-5 y EEF-7).

DIAPOSITIVA 25 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Conclusiones (ctnd)

• Tomar en consideración que la localidad de las estaciones es fundamental en la matriz de evaluación de las alternativas , y que las distintas opciones podrián ser más favorables en las una u otra estación, lo que ameritará una re-evaluación de las alternativas consideradas por estación.

DIAPOSITIVA 26 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005

REVISIÓN DE LA VISUALIZACIÓN

PROY: LIVIANOS STM OESTE

Conclusiones (ctnd) • La opción 1 (do-nothing) es claramente una opción bien válida a la hora de considerar estaciones como ETM-1 y FTM-3.

• El tipo y número de bombas multifásicas a utilizar por estación de flujo, dependerá de su rendimiento según el PDO 2004-2023 y del factor RGP y GVF, como fue considerado anteriormente.

DIAPOSITIVA 27 / X

REALIZADO POR TECNOCONSULT - SAN JOSÉ DE GUANIPA - 11 DE MAYO DE 2005