Diseño conceptual de la Infraestructura de Explotación del Campo Costero

Transcripción

1 Diseño conceptual de la Infraestructura de Explotación del Campo Costero Universidad de las Américas Puebla Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Química y Alimentos Tesis profesional presentada por Roberto Carreón Sierra Francisco Roberto Urbalejo Ocampo como requisito parcial para obtener el título en Maestría en Ingeniería de Procesos Jurado Calificador Presidente: Dr. Raúl Guillermo Fonseca Sandoval Secretario: Dr. Jorge Santos Welti Chanes Vocal y Director: Mtro. Luis Gabriel Ríos Casas Cholula, Puebla, México a 19 de mayo de 2002

2 Indice Agradecimientos Capítulo 1. Introducción Capítulo 2. Objetivo General y Objetivos Particulares Capítulo 3. Antecedentes Capítulo 4. Marco Teórico o 4.1 Análisis Nodal y del Sistema de Producción o 4.2 Recuperación de Líquidos a Partir del Gas Natural Capítulo 5. Definición de la Infraestructura de Explotación o 5.1 Discretización y Análisis de la Información Disponible o 5.2 Ubicación Geográfica o 5.3 Análisis de Consecuencia de Accidentes o 5.4 Análisis Nodal y del Sistema de Producción o 5.5 Definición del Proceso Interno en Batería Costero Capítulo 6. Propuesta de Infraestructura Requerida o 6.1 Batería de Separación Costero o 6.2 Ductos de Transporte o 6.3 Sistemas de Monitoreo y Control Capítulo 7. Análisis Económico Capítulo 8. Conclusiones y Recomendaciones Capítulo 9. Glosario Referencias

3 A G R A D E C I M I E N T O S A Dios: Por brindarme vida, salud y entereza para enfrentar y librar todos los obstáculos. A mi esposa Albérica: Por toda su comprensión, paciencia, apoyo, amor y sacrificios, ya que todo esto fue mi principal fuente de ánimo y fuerza para lograr mi objetivo. A mis hijos Ángela y Jesús: Por que con toda su frescura e inocencia se convirtieron en un ejemplo de cómo ver la vida y enfrentar los retos sin complicaciones. A mi padre: Por sus enseñanzas, ejemplo y carácter, ya fueron el ingrediente principal en la formación de la persona que soy ahora. A Fernando Flores Rivera: Por la confianza y fe que tuvo en mí al darme la oportunidad y facilidades para cursar esta maestría. Y en general a todas las personas que de una u otra forma contribuyeron para hacer posible todo esto. Francisco Roberto Urbalejo Ocampo

4 A G R A D E C I M I E N T O S A Dios: Por la vida, salud y fuerza, que me proporcionó para emprender los grandes retos. A mi esposa Magnolia: Por su amor, amistad y aliento que son parte importante del empuje necesario para emprender caminos difíciles y alcanzar grandes retos. A nuestra hija Alondra: Por el enorme placer de recibir la frase hola papito todos los días al regresar a casa, con lo que se revalora el esfuerzo empleado en el trabajo diario y con su alegría y amor incondicional ha sido el principal motor de la constante búsqueda de superación personal y profesional. A nuestro hijo Por nacer: Por recordarnos lo grandioso de la vida humana y la responsabilidad de criar y educar a un niño. A mis padres Jesús Carreón (qepd) y Vicenta Sierra: Por su amor y gran ejemplo de apego al trabajo. A José P. Pérez y Rafael Corona Campos: Por ver en mi a una persona capaz de cursar esta maestría y por las facilidades brindadas para ello. A las autoridades de PEMEX Exploración y Producción que consientes de la necesidad de alta capacitación de personal en la empresa nos brindaron la oportunidad de cursar esta Maestría. A los catedráticos de la Universidad de la Américas Puebla por su empeño y dedicación al impartir sus clases. Al Maestro Luis Ríos por darme una nueva visión de la Termodinámica. A todos Gracias Roberto Carreón Sierra

5 C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N 1. INTRODUCCION Tradicionalmente, en PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN se han diseñado y construido instalaciones de explotación en las que no se ha aprovechado la energía aportada por los yacimientos de alta presión, lo que ha originado un uso excesivo de sistemas de control y equipos dinámicos para disminuir la presión de los pozos con objeto de procesar los hidrocarburos separados dentro de las instalaciones, y posteriormente, volver a incrementarla para el transporte de los mismos hasta los puntos de venta. Aunado a lo anterior, los procesos utilizados para el manejo del gas separado no han sido muy eficientes, por lo que se tienen problemas de condensación de líquidos durante su transporte, provocando reducción del área efectiva de flujo en los ductos y altos costos de operación y mantenimiento por concepto de inhibidores de corrosión y corridas de diablos instrumentados y de limpieza para el mantenimiento de los mismos. En el Activo de Producción Chilapilla Colomo se tiene un campo Nuevo en estudio para su desarrollo y explotación llamado Costero, el cual se localiza en el municipio de Centla, Tabasco, a una distancia de 17 Km. al noreste de la ciudad de Frontera. Este campo fué descubierto con el pozo Costero No. 1 en el año 1992, el cual resultó productor de gas húmedo amargo y aceite ligero en el intervalo mbmr ( Cretácico Medio ). Con base al cálculo de la reserva y a la información disponible, se tiene considerado realizar la reparación mayor del Costero 1 y perforar pozos de desarrollo terrestres y marinos, alcanzando una plataforma de producción máxima de 50 mmpcd de gas y 8000 Bpd de aceite ligero a partir del año Dado que en el campo Costero se podrán operar pozos a presiones cercanas a los 300 Kg/cm 2 en superficie, se propone aprovechar la energía asociada a esta presión mediante el empleo de equipo turbo expansor-compresor para la recuperación de líquidos a partir del gas natural separado a alta presión, con lo que se espera obtener las siguientes ventajas: 1

6 C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N 1. Administrar y ahorrar la presión de los yacimientos 2. Recuperar condensados de gas natural, que generarán ingresos adicionales. 3. Disminuir grandemente el mantenimiento por concepto de corridas de diablos de limpieza e inspección en ductos de transporte, lo cual disminuye los costos de operación y mantenimiento. Es por esta razón, que el presente trabajo de tesis se enfoca al diseño conceptual de una Batería de Separación, líneas de descarga de los pozos de desarrollo y ductos de transporte para la incorporación del aceite ligero y gas de este campo hacia las instalaciones de producción del Activo de Producción Luna, por ser éstas las mas cercanas al campo Costero. Para lograr lo anterior, se empleó la siguiente metodología de trabajo: 1. Recopilación, discretización y análisis la información disponible. 2. Análisis nodal del pozo Costero 1 utilizando simulador de flujo multifásico Pipesim, con objeto de reproducir el comportamiento del mismo durante su prueba de presión-producción. 3. Análisis de sensibilidad con simulador de flujo multifásico Pipesim, para realizar el diseño hidráulico del aparejo de producción, estrangulador óptimo y diámetro de la línea de descarga del pozo Costero Simulación de proceso con Hysys Process 2.4.1, para la caracterización del aceite ligero y descomposición de la fracción C7+ en seudo componentes. 5. Simulaciones de proceso con Hysys Process 2.4.1, para analizar diferentes métodos de recuperación de líquidos a partir del gas natural (expansión Joule-Thompson, refrigeración mecánica o externa y turbinas de expansión), y con esto definir el proceso mas adecuado. 2

7 C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N 6. Análisis de sensibilidad con simulador de flujo multifásico Pipesim, para realizar el diseño hidráulico de los ductos de transporte, en base al pronóstico de producción. 7. Análisis de consecuencias de accidentes con software RMPComp para definir la mejor ubicación de la Batería Costero. Con toda la información obtenida en los puntos anteriormente mencionados, se contó con los elementos necesarios para fundamentar una propuesta y proceder a realizar el diseño de la Infraestructura de explotación del campo, la cual incluye los siguientes componentes: A. Batería de Separación Costero: 1. Cabezales de Recolección y Medición 2. Sistemas de separación trifásica de alta eficiencia de grupo y medición 3. Sistema de Turbo expansión-compresión para la recuperación de líquidos a partir del gas natural separado en alta presión. 4. Sistema de inhibición de hidratos 5. Sistema Digital de Monitoreo y control de todo el proceso de recolección de hidrocarburos desde los pozos productores, batería de separación y ductos de transporte. 6. Sistemas de medición para transferencia de custodia de gas y aceite ligero. 7. Sistema de tratamiento e inyección de aguas residuales a pozos letrina. 8. Sistema de seguridad y desfogue. 9. Sistema de protección contra incendio. 10. Servicios auxiliares. 3

8 C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N B. Ductos de Transporte para el gas y aceite ligero hasta los puntos de entrega. 1. Gasoducto de 16? X 42.5 Km de Batería Costero a Batería Luna. 2. Oleoducto de 12? X 33.5 Km de Batería Costero a Cabezal Tizón. 3. Líneas de descarga de 4? de 7 pozos Costero a Batería Costero, 12 Km en total. 4

9 C A P Í T U L O 2 OBJETIVOS GENERAL Y PARTICULARES 2. OBJETIVOS GENERAL Y PARTICULARES Objetivo General: Plantear un esquema de explotación para un campo nuevo, fuera de lo que tradicionalmente se ha realizado en Pemex Exploración y Producción, con objeto de administrar y ahorrar la energía aportada por los yacimientos de gas y condensado de alta presión, así como transportar los hidrocarburos separados de manera eficiente con especificaciones de calidad internacional hasta los puntos de venta. Objetivos Particulares: Desarrollar un esquema de explotación superficial que permita: 1. Administrar y ahorrar la energía aportada por los yacimientos de gas y condensado de alta presión, con la finalidad de alargar la vida de los mismos. 2. Eficientar los procesos de separación gas - aceite agua para entregar productos con la calidad requerida por los clientes. 3. Evitar la condensación de líquidos durante el transporte de gas natural para optimizar el área de flujo en los ductos y disminuir costos de operación y mantenimiento. 4. Maximizar la recuperación de líquidos ( aceite y/o condensado ) a partir del gas natural separado con objeto de incrementar los ingresos por concepto de su comercialización. 5. Construir la alternativa más adecuada técnica y económicamente de infraestructura de explotación para el campo Costero. 5

10 C A P Í T U L O 3 A N T E C E D E N T E S 3. ANTECEDENTES El campo Costero se localiza en el municipio de Centla, Tabasco, a una distancia de 17 Km. al noreste de la ciudad de Frontera. Este campo fué descubierto con el pozo Costero No. 1 en el año 1992, el cual resultó productor de gas húmedo amargo y aceite ligero en el intervalo mbmr ( Cretácico Medio ). Con base al cálculo de la reserva y a la información disponible, se tiene considerado realizar la reparación mayor del Costero 1 y perforar pozos de desarrollo terrestres y marinos, alcanzando una plataforma de producción máxima de 50 mmpcd de gas y 8000 Bpd de aceite ligero a partir del año Las pruebas de presión-producción efectuadas al pozo Costero 1 arrojaron los siguientes resultados: Tabla 3.1 Resultados de la prueba de Presión-Producción realizada al pozo Costero 1 en 1992 por personal de Pemex Exploración y Producción FECHA ESTRANG. GAS ACEITE PWF PTP PSEP 64 AVOS MMPCD BPD Kg/cm 2 Kg/cm 2 Kg/cm 2 12/10/ /10/ /10/ Fuente: Expediente del Pozo Costero 1. Pemex Exploracion Produccion 6

11 C A P Í T U L O 3 A N T E C E D E N T E S Para este campo se determinó una reserva original ( 2P ) de gas de 286 MMMPC y MMB de aceite ligero, estimada volumétricamente basándose en análisis e interpretación de sísmica 2D y 3D, y considerando entre otros parámetros del yacimiento una porosidad de 3.5%, una saturación de agua de 15% y un factor de recuperación del 64.85%. Otros datos importantes del yacimiento son: a) Presión de fondo estático, pws = Kg/Cm 2 b) Temperatura de fondo ( cerrado ) = C c) Presión en la cabeza del pozo, Pwh ( cerrado ) = Kg/Cm 2, d) Temperatura en la cabeza del pozo = 90 C La caracterización de los fluidos indica que se trata de un yacimiento del tipo de gas y condensado bajo saturado, y de acuerdo al análisis PVT se determinó una presión de rocío de 350 Kg/Cm 2 a la temperatura del yacimiento de 182 C. El aceite separado durante al prueba de presión producción tiene una densidad de API ( aceite superligero ). 7

12 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O 4. MARCO TEÓRICO a) Análisis Nodal del Sistema i. Fundamentos El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo ( aporte de hidrocarburos ) y presión para diferentes condiciones de operación. El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades cada vez mayores de energéticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos: 1. Flujo a través de un medio poroso ( Yacimiento ), considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc. 2. Flujo a través de la tubería vertical ( Aparejo de producción ), considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc. 3. Flujo a través de la tubería horizontal ( Línea de descarga ), considerando el manejo de estranguladores en superficie. 8

13 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema ( ver Figura 4.1 ). Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos. Pwh Pest Gas Línea de Descarga Psep Aceite Pozo? P1 = Pws - Pwf = Caída de Presión en el Yacimiento? P2 = Pwf - Pwh = Caída de Presión en el Pozo? P3 = Pwh - Pest = Caída de Presión en el Estrangulador? P4 = Pest - Psep = Caída de Presión en la Línea de Descarga??????????????????? Ptotal =? P1 -? P2 -? P3 -? P4 Pwf Pws Yacimiento Figura 4.1 Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal. Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento ( Pws ) y la presión de separación en la superficie ( Psep ). Por lo tanto, los cálculos pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida. 9

14 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones, si no que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción. Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos clave del sistema: a) Características del yacimiento. b) Características de la tubería de producción y línea de descarga. c) Presión en el nodo inicial y final del sistema. d) Porcentaje de agua producido e) Relación gas-líquido f) Longitud de las tuberías. g) Temperatura h) Características de los fluidos a manejar i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga. j) Grado de desviación del pozo. La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada. 10

15 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O ii. Curvas de Comportamiento de Afluencia ( IPR ) Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR ( Inflow Performance Relationship ), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama índice de productividad ( IP ) y la ecuación que la define es: qo IP? Ecuación 4.1 Pws? Pwf donde: qo = Gasto de aceite ( BPD ) Pws = Presión promedio en el yacimiento = Presión de Fondo Estática en el Pozo ( Psia ) Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia ) Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y se dió cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa presente en el aceite tenía un efecto en la producción ( ver Figura 4.2). Este investigador encontró que el índice de productividad variaba con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir del aceite. Para una caída constante de presión, el IP también dependerá del mecanismo de empuje del yacimiento. 11

16 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O Pws Pburb Presión de Fondo Fluyendo ( Pwf ) Pwf < Pburb Pwf > Pburb q 1 fase q 2fases 0 Gasto de Producción ( q ) qmax Figura 4.2 Representación esquemática de las Curvas de comportamiento de Presión-Producción. Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua. Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. 12

17 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O siguiente: La correlación de Vogel para obtener una curva IPR adimensional es la donde: qo? Pwf?? Pwf?? 1? 0.2?? 0.8 qomax? Pws?? Pws? qo = gasto de aceite correspondiente a la Pwf qomax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero Pwf = Presión de Fondo estática. 2 Ecuación 4.2 M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de aceite y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrolló la siguiente correlación: qo = C ( Pws 2 Pwf 2 ) n Ecuación 4.3 donde : qo = gasto de aceite correspondiente a la Pwf qomax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero Pwf = Presión de Fondo estática. C = coeficiente de la curva n = exponente ( un valor entre 0.5 y 1.0 ) Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión producción de un pozo, donde se miden los gastos aportados por tres diferentes diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala log log se grafican los valores de presión contra gasto, obteniendo una línea recta. 13

18 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta. El potencial del pozo o gasto máximo teórico se obtiene intersectando el valor de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de gasto ( Ver Figura 4.3). Pws Pwf 3 Est 3 Log ( Pws 2 Pwf 2 ) Pwf 2 Pwf 1 C Est 1 Est 2 n 0 q1 q2 q3 Log q qmax Figura 4.3 Esquema de comportamiento Presión-Producción de acuerdo a correlación de Fetkovich. iii. Correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías El flujo simultáneo de gas y líquido en una tubería es muy importante en las operaciones modernas. Para muchas instalaciones el uso de tuberías que manejan flujos multifásicos es la solución más económica, ya que disminuye el costo 20 a 25% con respecto a utilizar dos tuberías para manejar fluidos en una sola fase. Diversos investigadores ( ver tabla 4.1 ) han desarrollado diferentes correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, basándose en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos, pero principalmente en observaciones empíricas limitadas por caídas de presión por fricción, diámetros de 14

19 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O tuberías, características de los fluidos utilizados, geometría y condiciones de flujo, y relaciones gas líquido. Tabla 4.1 Correlaciones de flujo multifásico en tuberías. Correlación Fecha Sustento Diámetro de Fluido Tubería Flujo Vertical Duns & Ross 1961 Datos de campo y Amplio rango Aceite, gas y agua laboratorio Hagedorn & Brown 1965 Datos de campo y 1 a 4 pulgadas Aceite, gas y agua laboratorio Orkiszewski 1967 Revisión y modificación Amplio rango Aceite, gas y agua de otros modelos Aziz & Govier 1972 Datos de campo y Amplio rango Aceite, gas y agua laboratorio Beggs & Brill 1973 Datos de laboratorio 1 a 1.5 pg Gas y agua Gray 1974 Datos de campo < 3.5 pg Gas y condensado Flujo Horizontal Lochart-Martinelli 1949 Datos de laboratorio a Aceite, gas y agua pg Eaton 1966 Datos de campo y 2 a 4 pg Aceite, gas y agua laboratorio Dukler 1969 Datos de laboratorio Amplio rango Aceite, gas y agua Flujo Inclinado Mukherjee-Brill 1983 Datos de laboratorio 1.5 pulgadas Keroseno, Aceite lubricante y gas No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en todas las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la clase de sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los datos que lo soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para su aplicación. Por ejemplo, algunas correlaciones están basadas en datos para tuberías horizontales de diámetro pequeño. Su aplicación es limitada para tuberías de 15

20 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O diámetro mayor con perfiles topográficos que presenten diferencias de nivel con respecto a un plano de referencia. La Tabla 4.1, utilizadas así como su rango de aplicación: presenta una referencia rápida de las correlaciones más iv. Flujo Multifásico a través de Estranguladores. Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. La predicción del comportamiento del flujo de mezclas gas líquido en orificios no es un problema que pueda considerarse resuelto. Existen numerosos estudios sobre este tema y se han desarrollado varias correlaciones que relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura antes del orificio y el área de estrangulamiento cuando el flujo es crítico. Algunas de las correlaciones obtenidas están basadas en trabajos experimentales y se ajustan razonablemente a los rangos probados, sin embargo, se desconoce su precisión fuera de esos límites. En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones citadas. Por lo tanto, es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos en los que tiene flujo solo de gas o flujo solo de líquido. 16

21 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O Existen diversas correlaciones que predicen el comportamiento de flujo multifásico a través de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert, Ros, Baxendell y Achong ( ver Tabla 4.2 ). A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha relación fuera de o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el trabajo de Gilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los coeficientes de flujo. La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos investigadores es la siguiente: donde: P 1? P1 = Presión corriente arriba ( psi ) q L = Producción de líquido ( BPD ) A q d L R R = Relación Gas libre Líquido ( pies 3 / Bl ) d c = Diámetro del estrangulador ( 64 avos de pulgada ) C c B Ecuación 4.4 A,B,C = constantes que dependen de la correlación y que toman los siguientes valores: Tabla 4.2 Parámetros a emplear en ecuación 4.4 Correlación A B C Año Gilbert Ros Baxendell Achong

22 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O b) Recuperación de Líquidos a Partir del Gas Natural (NGL) La recuperación de líquidos a partir del gas natural ( NGL ) es algo común en el procesado de gas, y puede llegar a tener una gran importancia económica, sin embargo, este aspecto puede pasar a segundo plano cuando la NGL se convierte en algo necesario cuando se tiene que cumplir con especificaciones de calidad en los puntos de venta del gas. Un sistema de refrigeración disminuye la temperatura del fluido que es enfriado por debajo de lo que es posible obtener mediante agua o aire a condiciones ambientales. La temperatura producida depende de la meta a cumplir. Las razones principales para implementar un proceso de recuperación de líquidos son: 1. Administrar la energía de yacimientos de alta presión y temperatura 2. Evitar al máximo la condensación de líquidos durante el transporte de gas en ductos. 3. Alcanzar especificaciones del gas en los puntos de venta 4. Maximizar la recuperación de líquidos para su comercialización ( aceite y/o condensados ). 5. Disminuir costos de operación y mantenimiento por concepto de corridas de diablos instrumentados y de limpieza en ductos de transporte. Los 3 procesos básicos de recuperación de líquidos son: i. Expansión Joule Thompson o separación a baja temperatura (LTS ) ii. Refrigeración externa o mecánica ( ciclos de expansión compresión de vapor ) iii. Turbinas de expansión o expansión criogénica. 18

23 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O i. Expansión Joule Thompson En la expansión Joule Thompson el gas pasa primero por un intercambiador de calor para recibir un pre-enfriamiento, y posteriormente a través de una válvula de expansión o estrangulador. Esta expansión es un proceso isoentálpico donde la caída de presión genera una disminución de temperatura, la cual provoca una separación de los líquidos condensables. Generalmente en este tipo de proceso, el gas debe comprimirse para alcanzar la presión requerida para su transporte. Intercambiador de calor Válvula de expansión Gas a Enfriar Compresor Figura 4.4 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante expansión con válvula ( efecto de Joule-Thompson ). ii. Refrigeración Externa o Mecánica La refrigeración es el proceso mas directo para la recuperación de líquidos, en la cual la refrigeración externa o mecánica es proporcionada por un ciclo de expansión compresión de vapor, que generalmente utiliza al propano como agente refrigerante. 19

24 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O Gas a Enfriar Chiller B C Compresor D Condensado r A Válvula de Expansión Acumulado r Figura 4.5 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante refrigeración mecánica o externa ( ciclo de refrigeración de propano ). A. El líquido refrigerante saturado se expande en la válvula B. Debido a la expansión se vaporiza parcialmente y entra en el Chiller a una temperatura menor a la de la corriente de gas. C. Sale del Chiller totalmente vaporizado. D. Este vapor se comprime y se envía a un condensador donde se transforma en líquido al 100%, y posteriormente se almacena en un acumulador para repetir el ciclo 20

25 C A P Í T U L O 4 M A R C O T E Ó R I C O iii. Turbinas de expansión o Expansión Criogénica En este proceso, el gas se hace pasar a través de una turbina de expansión. Es esta misma expansión del gas la que genera potencia a través de una flecha, reduciendo de esta manera la entalpía del gas. Esta disminución de entalpía provoca una mayor caída de presión que en las válvulas de expansión, con lo que se alcanzan menores temperaturas, y por lo tanto, una mayor recuperación de líquidos. Este proceso se ha vuelto muy popular debido a su relativo bajo costo y simplicidad. La temperatura final que se alcanza en la salida depende de la caída de presión, de la cantidad de líquidos recuperados y de la potencia alcanzada en la flecha. Esta potencia se puede utilizar para impulsar un compresor y/o cogenerar energía eléctrica. Gas a Enfriar Intercambiador de calor Turbina de expansión Compresor Figura 4.6 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante turbinas de expansión. 21

26 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN 5. DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN a) Discretización y análisis de la información disponible El análisis cromatográfico en base seca de la muestra de la mezcla original obtenida del pozo Costero 1 es el mostrado en la Tabla 5.1, el cual fue realizado por personal de Pemex Exploración y Producción. Tabla 5.1 Análisis cromatográfico del pozo Costero 1. Componente C1 C2 C3 ic4 nc4 ic5 nc5 C6 C7+ % mol Componente CO2 N2 H2S Total PM Presión Temp. % mol Kg./cm2 182 C Fuente: Expediente del Pozo Costero 1. Pemex Exploracion Produccion El análisis cromatográfico presentado se realizó en base seca, es decir sin considerar agua, además que en el componente C7+ se agruparon todas las fracciones pesadas de hidrocarburos. Por esta razón, se realizó una caracterización del aceite utilizando el simulador de procesos Hysys versión 2.4 para descomponer la fracción C7+ en 20 pseudo componentes, con objeto de que las simulaciones de flujo y de proceso contempladas a realizar en forma posterior, reprodujeran con mayor precisión el comportamiento de la mezcla de fluidos de acuerdo al análisis PVT realizado a la misma. En dicha caracterización se añadió agua como componente hasta saturar la mezcla, con el fin de que en las simulaciones se considerara la presencia de agua, ya que aunque en la prueba de presión producción no se manifestó agua libre, es común que los yacimientos presenten un acuífero asociado. 22

27 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Tabla 5.2 Composición de la mezcla caracterizada. Comp. C1 C2 C3 ic4 nc4 ic5 nc5 C6 C7* C8* C9* C10* C11* Frac mol Comp. C12* C13* C14* C15* C16* C17* C18* C19* C20* C21* C22* C23* C24* Frac mol comp. C25* C26* CO2 N2 H2S H2O Total PM Presión Temp. Frac. Mol Kg./cm2 182 C *Pseudo componentes obtenidos por simulación a partir del C7+ Los resultados obtenidos después de aplicar el procedimiento aquí descrito se muestran en la Tabla 5.2 y Tabla 5.3, mientras que la descripción detallada del mismo se puede apreciar en este capitulo en el inciso e) Definición del proceso interno en la Batería Costero, en el apartado i) Simulación de proceso para ajuste de pruebas de presión-producción y análisis PVT de laboratorio. Personal de las áreas de caracterización e ingeniería de yacimientos de Pemex Exploración y Producción realizaron un estudio utilizando toda la información disponible de registros geofísicos y sísmica 2D y 3D, con objeto de definir la forma y tamaño de la estructura geológica productora, y el volumen de reserva de hidrocarburos comercialmente explotable ( caracterización estática ), los resultados de la caracterización estática se aprecian en la Figura 5.1 Marco estructural del campo Costero, donde se muestra gráficamente la forma y tamaño de la estructura del yacimiento, así como el sistema de fallas dentro del mismo. 23

28 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Tabla 5.3 Propiedades de pseudocomponentes hipotéticos. Nombre Peso Molecular Densidad Liquido API Temperatura Crítica ( C ) Presión Crítica ( Kg./Cm2 ) C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C

29 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Posteriormente, se realizó una caracterización dinámica consistente en una simulación numérica del yacimiento con objeto de reproducir el comportamiento de la presión, temperatura y flujo de los fluidos para definir el número óptimo de pozos de desarrollo y la mejor ubicación de los mismos (ver Figura 5.2). Figura 5.1 Marco estructural del campo Costero. De esta caracterización dinámica se obtuvieron varios escenarios de producción, de entre los cuales, se escogió el correspondiente a 10 pozos, de los cuales seis se localizaran en el área de la costa del estado de Tabasco y son objeto del presente trabajo de tesis, de acuerdo a pronósticos la explotación de estos pozos forman una meseta o plataforma de producción con lo que la alternativa presentó los mejores indicadores de rentabilidad económica, además de ser el escenario ideal para el diseño de la infraestructura de explotación ya que al tener una plataforma de producción constante por un periodo largo de tiempo, se puede aprovechar mejor la capacidad de manejo y transporte de las instalaciones y ductos. 25

30 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Fig. 5.2 Malla de simulación 2D. Figura 5.3 Despliegue en 3D 26

31 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Los pronósticos de producción del escenario de explotación en estudio de pueden apreciar en las Figuras 5.4 y Pronóstico de Producción de Gas Gas ( mmpcd ) Figura 5.4 Pronósticos de producción de gas del campo Costero. Aceite ( mbd ) Pronóstico de Producción de Aceite Figura 5.5 Pronósticos de producción de aceite del campo Costero 27

32 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Como información adicional considerada en los análisis nodales del pozo Costero 1, en la Figura 5.6 se presenta en forma esquemática el estado que mecánicamente guarda el pozo Costero 1, en relación a su aparejo de producción. Figura 5.6 Estado mecánico del pozo Costero 1. ESTADO MECÁNICO DEL POZO COSTERO No. 1 T.C. 30" J-55, 65 lb/p 50.0 m. T.R. 20" J-55, 65 lb/p m. T.R. 13 3/8" J-55, lb/p m. Tapón de cemento de a m. 5to. Pez a m Camisa CAMCO 3 1/2" a m. Emp. OTIS 7" a m. Ext. aparejo prod.. a m. Boca de liner m. T.R. 9 7/8" P-110, 69.8 lb/p m. TAC-140, 62.8 lb/p TEC con T.F. de m. Int m. c/ej 2 1/8 13 c/m. Tapón de cemento T.B.T. de m. Int m. c/ej 2 1/8" 13 c/m. Retenedor Mercury K-1 5" a m. 4to. Pez: m. accesorios aparejo Emp. 5" a m. Int m. c/ej 1 11/16" Int m. c/tcp 3 3/8" T.R. 7" TRC-95, 35 lb/p TAC-110, 35 lb/p TAC-140, 35 lb/p m. 3er. Pez: 5.5 m pistolas Tapón de cemento m. Retenedor Mercury K-1 5" a m. Int m. c/uj 2 1/8" 18 c/m. Retenedor Mercury K-1 6" a m. 2do. Pescado Multi-V-LP 15.6 Emp. Baker 5" a 6350 Int (aislado) c/ej 1 11/16", 13 c/m 1er. Pez m. accesorios de producción Retenedor Mercury K-1 a m. Cima de cemento a m. I' T.R. 5" TAC-140, 18 lb/p m. JUNIO/2001. Fuente: Expediente del Pozo Costero 1. Pemex Exploracion Produccion 28

33 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN b) Ubicación Geográfica SIMBOLOGIA LOCALIZACION EXPLORATORIA POZO PRODUCTOR GOLFO DE MÉXICO MAY - 1 YUM- 2B ESTACION ATASTA COSTERO FRONTERA RASHA RIBEREÑO-1 GABANUDO 1 ZEREQUE-1 LAGUNA DE POM LAGUNA DE TERMINOS TIZON BOLERO LUNA PIJIJE OXIACAQUE CUNDUACAN IRIDE SAMARIA CD. PEMEX CPQ CACTUS VILLAHERMOSA CPQ CD. PEMEX Figura 5.7 Plano de ubicación Geográfica del campo Costero. Tal como se puede observar en el plano de ubicación geográfica del campo Costero, mostrado en la Figura 5.7, las instalaciones de producción más cercanas son: 1. Compresoras Atasta ( A 35 Km. de distancia ) 2. Cabezal Tizón ( 33.5 Km. de distancia ) 3. Batería Luna ( 43 Km. de distancia ) Con respecto a la Estación de Compresión Atasta, esta instalación puede manejar la producción de gas del campo Costero, pero no cuenta con equipos ni infraestructura para manejar el aceite ligero, por lo que esta opción se descartó. 29

34 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN En lo que se refiere al cabezal Tizón y la Batería Luna, estas instalaciones manejan actualmente hidrocarburos de características muy similares a los del campo Costero, además de que cuentan con la capacidad de recibir el volumen de gas y aceite ligero esperados, razón por lo cual el aceite se enviará al cabezal Tizón, mientras que el gas se deberá mandar a la Batería Luna debido a que están por instalar un sistema de refrigeración para el gas que separan ahí, por lo que el gasoducto proveniente del campo Costero se deberá conectar a la descarga de dicho sistema de enfriamiento. c) Análisis de Consecuencia de Accidentes. Para definir la ubicación de la Batería Costero, se realizó un análisis de consecuencia de accidentes con el software RMPComp de la Enviromental Protection Agency ( EPA ), tomando en cuenta dos escenarios posibles de riesgo: 1. Liberación y propagación de nube tóxica 2. Explosión de nube de vapor Para el caso de liberación y propagación de nube tóxica, se utilizó el peor escenario de acuerdo con el software ( condiciones de calma ambiental, terreno plano sin obstrucciones y 10 minutos de liberación de ácido sulfhídrico en forma gaseosa ), obteniéndose un radio de riesgo de 1.1 Km. tomando como centro la misma Batería. En el caso de explosión de nube de vapor, se utilizó también el peor escenario (tomando en cuenta al metano, etano y propano como los componentes gaseosos mas importantes de la mezcla flamable), obteniendo un radio de riesgo de 0.6 Km. 30

35 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN De lo anterior se observa que el radio de riesgo por toxicidad es mayor, por lo que esta distancia es la que se debe tomar en cuenta para definir la ubicación donde se construirá la Batería Costero, es decir, que dicha Batería debe construirse en un área en la que, por lo menos en 1.1 Km. a la redonda, no existan asentamientos humanos, instalaciones ni vías de comunicación. Bajo esta suposición se manejaron 3 opciones (ver Figura 5.8): Figura 5.8 Resultados del análisis de consecuencias 1) A 50 mts. del pozo Costero 1.- Esta opción se descartó debido a que dentro del radio de riesgo, cruza una carretera federal que normalmente cuenta con bastante tráfico vehicular. 2) En la localización del pozo Costero 12.- Se pensó en esta opción por su cercanía con la playa, pero se descartó posteriormente debido a que dentro del radio de riesgo existen asentamientos humanos. 31

36 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN 3) En la localización del pozo Bolero 1.- Se escogió esta opción debido a que dentro del radio de riesgo no existen asentamientos humanos, la carretera federal queda fuera, además de que este pozo está programado para perforarse en el 2002 (movimiento de equipos de perforación 2002-Pemex Exploración y Producción), por lo que su producción se podrá incorporar a la Batería Costero. d) Análisis Nodal y del Sistema de Producción i) Ajuste de la prueba de Presión Producción. Con el fin de reproducir los resultados de la prueba de presión-producción reportados en la Tabla 3.1, se llevaron a cabo mediante simulación en PIPESIM los análisis nodales del pozo Costero 1, tomando como nodo solución la caída de presión en el Yacimiento, que en la Figura 5.9 se muestra gráficamente. Ajuste Prueba Presión-Producción Costero PIPESIM Plot Oct Pws = psia Pwh = 4165 psia, Estrang. 3/16" Pwh = 5050 psia, Estrang. 1/4" Pwh = 5565 psia, Estrang. 3/8" Presión ( psia ) PIPESIM for Windows Baker Jardine & Associates, London Gasto de c.tanque (MMpcd ) Figura 5.9 Resultados de ajuste de prueba de presión-producción 32

37 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Tal como se puede observar en la gráfica anterior, las condiciones de la prueba de presión producción se pudieron reproducir satisfactoriamente, ya que la diferencia entre los gastos de gas y las presiones de fondo fluyendo calculadas y medidas, fue de tan solo 2.9% en promedio para cada estrangulador. Para lograr dicho ajuste se utilizó un análisis composicional y la ecuación de estado de Peng Robinson, así como la correlación de Beggs y Brill para flujo multifásico en tuberías verticales y la ecuación 4.4, con los parámetros de la correlación de Gilbert, para flujo a través de estranguladores. El procedimiento anteriormente descrito permite establecer como confiables los datos y parámetros base para análisis de sensibilidad, curvas IPR futuras y simulación de los procesos. ii) Análisis Nodal Integral. Una vez establecido el modelo de análisis nodal de acuerdo al punto anterior se procedió a realizar el análisis nodal integral del pozo Costero 1, mediante la simulación con PIPESIM y con lo cual se determina la caída de presión en el aparejo de producción y es posible estimar la presión en la cabeza del pozo que se constituye como el principal parámetro para los análisis de sensibilidad e hidráulicos de las líneas de descarga de los pozos de desarrollo del campo Costero, de acuerdo a los resultados obtenidos y mostrados en forma de gráfica en la Figura 5.10, la presión en la cabeza del pozo es cercana a 4000 psia (aproximadamente 280 Kg/cm 2 man), para un estrangulador de 3/8 y con tubería de producción de 3 ½. En esta gráfica se observa el ajuste logrado a través de un análisis nodal integral donde tenemos las curvas de comportamiento de afluencia, tanto como para la cabeza del pozo como para el fondo del mismo, así como las curvas de 33

38 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN capacidad de transporte para un aparejo de producción de 3 ½ de diámetro y un estrangulador de 24/64 ( 3/8 ). Análisis Nodal Integral Costero PIPESIM Plot Oct Presión ( psia ) Curva de Afluencia del Yacimiento 2000 Curva Cap.Transp. TP DE 3 1/2" Curva de Comportamiento en la Cabeza Curva del Estrangulador de 3/8" PIPESIM for Windows Baker Jardine & Associates, London Figura 5.10 Análisis Nodal integral Gasto de c.t. ( MMpcd ) iii) Análisis de sensibilidad al estrangulador y al aparejo de producción. Continuando con los análisis desarrollados en PIPESIM, se llevó a cabo la simulación de producción de un pozo de desarrollo del campo Costero, en la cual se tomaron como variables el diámetro de la tubería de producción y el del estrangulador con el fin de evaluar el diámetro óptimo de la tubería de producción a instalar en los pozos de desarrollo del campo. Los resultados son referidos gráficamente en la Figura

39 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN Gasto de Gas ( MMpcd ) Análisis de Sensibilidad al Estrangulador y al Aparejo de Producción Pozo Costero 1 Línea de Descarga de 4" Pseparador = 1864 psia Aparejo de Producción 2 3/8" Aparejo de Producción 2 7/8" Aparejo de Producción 3 1/2", 12.7 lbs/pie Aparejo de Producción 3 1/2", 9.3 lbs/pie Aparejo de Producción 4 1/2" Diámetro de Estrangulador ( pg s. ) Figura 5.11 Análisis de sensibilidad al estrangulador y al aparejo de producción. En la simulación anterior se realizó el análisis de sensibilidad al estrangulador y al aparejo de producción, es decir, se calcularon las curvas de capacidad de transporte para diferentes diámetros de aparejos de producción contra diferentes diámetros de estrangulador, manteniendo fijo el diámetro de la línea de descarga y la presión de separación. Como se puede observar, a partir de un diámetro de estrangulador de 0.6, ya no se obtienen incrementos fuertes en el gas al incrementar la apertura del mismo, lo cual sugiere que no es conveniente operar el pozo con un estrangulador mayor a 0.6, ya que lo único que se logrará será acelerar el depresionamiento del yacimiento y la canalización de agua hacia el pozo, con un mínimo beneficio en incremento de producción. De igual forma, se observa una gran diferencia en producción entre los aparejos de producción de 2 3/8 y 2 7/8 con respecto al de 3 ½, mientras que la diferencia entre éste y el de 4 ½ no es muy significativa, lo cual indica que el diámetro de 3 ½ es el indicado 35

40 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN ya que se obtiene la mayor producción económicamente rentable, pues no se justificaría el costo de un aparejo de 4 ½. iv) Análisis de sensibilidad al la línea de descarga y al aparejo de producción. En forma similar al procedimiento descrito en el punto anterior, pero con la finalidad de evaluar el diámetro óptimo de las líneas de descarga de los pozos, se efectuó el análisis de sensibilidad mediante simulación con PIPESIM, obteniéndose los resultados que se pueden observar en la Figura 5.12 Análisis de Sensibilidad a la Línea de Descarga y al Aparejo de Producción 13.7 Pozo Costero Estrangulador de 1 Gasto de Gas (MMpcd) Pseparador = 1864 psia Aparejo de Producción 2 3/8" Aparejo de Producción 2 7/8" Aparejo de Producción 3 1/2", 12.7 lbs/pie Aparejo de Producción 3 1/2", 9.3 lbs/pie Aparejo de Producción 4 1/2" Línea de Descarga ( pg s.) Figura 5.12 Análisis de sensibilidad a la línea de descarga y al aparejo de producción. 36

41 C A P Í T U L O 5 DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACIÓN En esta simulación se calcularon las diferentes curvas de capacidad de transporte para diferentes diámetros de aparejos de producción y líneas de descarga, manteniendo fijos el diámetro de estrangulador de 32/64 y la presión de separación. Se puede observar, que independientemente del diámetro del aparejo de producción, no se obtienen incrementos de producción a partir de un diámetro de línea de descarga de 2, por lo que se recomienda utilizar líneas de descarga de 4 de diámetro, ya que con esto se abaten costos debido a que no se justificaría en forma económica construir líneas de mayor diámetro. v) Curvas IPR Futuras. Debido a que la presión estática del yacimiento (Pws) no se mantiene conforme la explotación del campo transcurre, se tiene como herramienta de estimación de capacidad de flujo de los pozos el evaluar la capacidad de producción de estos mediante la relación de gasto fluyente por estrangulador determinado, en función del comportamiento de la presión de fondo del yacimiento, lo anterior se efectuó mediante simulación por medio de PIPESIM a un estrangulador de ½ y considerando que la presión de fondo estática del yacimiento se comporta en forma similar a la estimada inicialmente para el pozo Costero 1. En la Figura 5.13, se reportan los resultados obtenidos después del desarrollo del procedimiento descrito en el párrafo anterior. 37