Optimización del proceso de tratamiento del gas natural asociado para la recuperación de líquidos condensables en un lote petrolero en Piura

Abstract

El tratamiento del gas natural asociado en el Lote XIIIA de Piura genera como subproducto del proceso hidrocarburos líquidos de valor comercial en el mercado local. Su meta principal es reducir el punto de rocío del gas que se comercializa para generación de energía mediante turbinas, así como para el propio proceso de producción de petróleo crudo mediante la reinyección del gas natural comprimido. La recuperación de líquidos del gas natural es considerada como un efecto colateral y solo se extrae del gas lo necesario para hacer que este entre en especificación para su comercialización. El objetivo de este estudio fue optimizar el proceso de tratamiento del gas natural usando para ello los ingresos netos del proyecto como función objetivo a maximizar y que tiene mayor sensibilidad a la variable recuperación de líquidos condensables del gas natural. Con esto en mente cupo preguntarse ¿Se puede desarrollar un proceso de tratamiento del gas natural que no solo sea rentable económicamente sino también seguro y de bajo impacto ambiental? Para dar respuesta a esta interrogante se procedió a hacer un modelado del actual proceso basado en información obtenida mediante técnicas de observación. Este modelo debidamente calibrado con información estadística de planta sirvió como base para la simulación de un nuevo proceso para cuya selección se consideraron criterios económicos, de seguridad, ambientales y sociales. Los resultados de esta simulación permitieron definir los costos de capital y los costos de operación del nuevo proyecto, a partir de los cuales se determinó su rentabilidad. Como resultado se obtuvo que el presente estudio, evaluado para garantizar la seguridad de personas y bienes, así como el mínimo impacto ambiental, presentó una tasa interna de retorno de 255% mientras que el tiempo de recupero de la inversión fue de cinco meses. La revisión de estudios de plantas de tratamiento de gas similares concluyó que la presente investigación se encontraba dentro de los rangos de rendimiento de plantas similares, aunque con una mayor rentabilidad. Esto debido a que este proyecto aprovecha la infraestructura de una planta existente que solo requiere algunas modificaciones y adquisición mínima de equipos. Se recomendó la implementación del nuevo proceso en campos petroleros que produzcan mediante el sistema de gas lift y que tengan un gas con contenido medio a bajo de líquidos de gas natural.

Associated natural gas treatment in Block XIIIA generates as a byproduct of the process liquid hydrocarbons with a commercial value in the local market. Its main goal is to reduce the natural gas dew point used to power generation by turbines, as well as for crude oil production through the re injection of the natural gas compressed. Liquids recovered from natural gas are considered as a collateral effect and only what is necessary to put it into specification for sales is extracted from the gas. The objective of this study was to optimize the natural gas treatment process in order to increase its profitability by an economic optimization with the recovery of condensable liquids from natural gas as main variable of its objective function. With this in mind, it is worth asking: can a natural gas treatment process be developed that is not only economically profitable but also safe and with a low environmental impact? To answer this question, the current process has been modeled based on the information obtained through observation techniques. This duly validated model with statistical plant data served as the basis for the new selected process bearing in mind economic, safety, environmental and social criteria. The results of this simulation allowed to define the capital costs and manufacturing costs of the new project and thus its profitability. As a result, this study, evaluated to guarantee the safety of people and goods, as well as the minimum environmental impact, presented an internal rate of return of 255% while the payback period was five months. Review of studies of similar gas treatment plants concludes that the present research is within the yield ranges for similar plants, although with a greater profitability. This because the project takes advantage of the infrastructure of an existing plant that only requires some modifications and minimum equipment acquisition. The implementation of the new process was recommended in oil fields that produce through the gas lift system and that have a gas with a medium-low content of natural gas liquids.