Metodología modular para el diseño de facilidades de producción para gas natural condensado en la selva peruana

Abstract

Los campos de gas natural condensado, con el desarrollo de Camisea, están marcando una tendencia en la producción de hidrocarburos en el Perú, y en tiempos recientes los proyectos exploratorios están enfocándose en desarrollar yacimientos de gas natural en la Selva Peruana.

Esta tesis tiene por finalidad presentar un modelo conceptual de una facilidad de producción para el acondicionamiento de gas natural condensado. Para ello se definirá un campo hipotético con volúmenes de producción y composición características similares a las de un campo en la Selva sur peruana.

El diseño de las facilidades se realizará utilizando criterios aplicados en la industria para la elección de las mejores alternativas para los módulos de tratamiento seleccionados en base a las características del campo planteado. Mediante una simulación de la facilidad de producción se busca demostrar la idoneidad de las elecciones planteadas para cumplir requerimientos técnicos y contractuales usuales en las corrientes obtenidas, en este caso, gas natural seco, y condensado estabilizado.

El trabajo evalúa diferentes alternativas para cada módulo, y de acuerdo a los requerimientos de proceso, plantea un modelo de decisiones hasta definir conceptualmente toda la facilidad de producción para el campo hipotético. Los módulos cubiertos en la secuencia planteada incluyen el módulo de separación, módulo de estabilización, módulo de deshidratación de gas y el módulo de recuperación de hidrocarburos pesados de la corriente de gas.

Las decisiones realizadas para cada módulo tienen la remisa de minimizar los costos de inversión, reducir costos logísticos asociados, y buscar el mejor retorno de inversión, cumpliendo los requerimientos técnicos para cada módulo. Todas estas premisas se basan en la naturaleza remota de la ubicación para la facilidad de producción.

Como variable de entrada para la simulación planteada, se ingresará las propiedades de los fluidos de pozo y sus condiciones en superficie, para finalmente controlar las siguientes propiedades en cada uno de las corrientes obtenidas:

• El punto de rocío para el producto de gas natural

• La presión de vapor Reid (RVP) en el condensado estabilizado

El punto de rocío es verificado en el gas natural con la finalidad de garantizar el transporte de esta corriente sin la generación de hidratos o caídas de presión excesivas. Para los condensados , se garantizará el contenido mínimo de compuestos ligeros a través del monitoreo de la presión de vapor Reid en la corriente estabilizado.

Los límites comerciales planteados para estas propiedades se definieron en base a conocimiento de los acuerdos comerciales típicos en el Perú, tanto en contenido calórico del gas, así como en calidad de los líquidos a tratar posteriormente para obtener subproductos comerciales . Considerando esto, el objetivo principal es maximizar la producción de líquidos, obteniendo gas natural transportable y dentro de especificación .

Con la finalidad de verificar la validez de la facilidad de producción planteada, se probarán los resultados obtenidos con dos composiciones alternativas a las del caso base:

• Composición de ingreso con un mayor contenido de hidrocarburos pesados. • Composición de ingreso con un menor contenido de hidrocarburos pesados .

Finalmente, se analizará la viabilidad económica del proyecto frente a una alternativa de desarrollo del campo que no implique la instalación de una facilidad de producción (pago de una tarifa por procesamiento a un tercero). Esto será reforzado con un análisis de sensibilidad para variaciones en la tarifa de procesamiento, y su efecto en los resultados económicos para la situación descrita.

The gas condensate fields, considering Camisea development, are setting a trend for hydrocarbon production in Peru, and during recent times the exploration projects are focusing on developing natural gas fields in the Peruvian jungle.

This thesis aims to present a conceptual model of a production facility for conditioning natural gas and condensate. For this purpose, a hypothetical field is defined considering production volumes and compositions similar to those characteristic for a field in the southern Peruvian jungle .

The design of the facility will follow oil industry criteria commonly applied in order to choose the best alternatives for selected treatment modules based on the characteristics of the proposed field. By simulating the production facility it will demonstrate the suitability of the election proposed to meet common technical and contractual for obtained streams, dry natural gas and stabilized condensate.

This document evaluates different alternatives for each module, and according to process requirements, presents a decisions-based model for present a conceptual design for the production facility for the hypothetical field. The modules covered include Reservoir module, separation module, stabilization module, gas dehydration module and the heavy hydrocarbon gas recovery module.

Decisions made for each module have the aim to minimize investment costs, reduce logistics associated cost, and seek the best return on investment, meeting technical requirements for each module. AII these assumptions take in account the nature of the remote location for the production facility.

As input variables for the proposed simulation, well fluids characteristics and its surface conditions will be entered in order to control the following properties in each of the streams obtained:

• The dew point for natural gas product • The Reíd vapor pressure (RVP) stabilized for the condensate

The dew point is verified in the natural gas in order to ensure transport of this stream without the generation of hydrates or excessive pressure drops. For condensate stream, the mínimum content of light compounds will be monitored through Reid vapor pressure in the stabilized product.

Commercial limits set for stream properties were defined based on knowledge of the typical trade agreements in Peru, for caloric content of the gas, as well as liquid quality that will be treated in order to obtain commercial products. Considering this fact, the main objective is to maximize production of liquids for obtaining transportable gas in specification .

In order to verify the validity of the production facility proposed, results obtained with two alternative compositions from the base case will be tested:

• lnlet composition with a higher content of heavier hydrocarbons . • lnlet composition with a lower content of heavy hydrocarbons.

Finally, the economic viability of the project will be analyzed against a field development alternative that does not involve the installation of a production facility (which involves paying a processing fee to a third party operator). This will be reinforced with a sensitivity analysis for variations in processing fee, and their effect on the economic performance of the situation described.