Ingeniera

ESPECIFICACIONES DE LA MONOGRAFÍA

1. Título: ESTRATEGIA DE MANTENIMIENTO PARA LA NUEVA PLANTA DE GAS DE ECOPETROL S.A., EN EL CPF DE CUPIAGUA.

2. Director de la Monografía *: LUIS RODRIGO GIRALDO
Autor(es):

3. Autor(es): CODIGO

Orlando Rodríguez M. 2107722
Alexander Torres Beltrán 2107561
Wilson Turca Rodríguez 2107635

1. Entidadinteresada en el Proyecto:
ECOPETROL – VICEPRESIDENCIA DE PRODUCCIÓN – GERENCIA NORORIENTE.
2. Costo de la Monografía: $ 5.200.000
(Ver presupuesto)

*Si el director no se encuentra vinculado laboralmente por la UIS adjuntar hoja de vida
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Situación Actual:

Figura 1. Ubicación CPF de Cupiagua

La Planta tiene una capacidad de diseño deproducción de 220.000 Barriles de Crudo día (BOPD), y de 1.449 Millones de pies cúbicos día (MMSCFD) de gas. Esta Planta entró en operación en el año 1999.
La estructura de formación del Campo Cupiagua tiene 24 kmts de longitud y de 3 kmts de ancho, compuesta por 43 pozos, 31 de ellos productores y 12 inyectores; en la cabeza de los pozos se tiene una presión promedio de 900 psig.
El Crudosale de los pozos a través de (5) líneas Troncales que recoge el crudo de los (31) pozos y los transporta al CPF, éste llega al CPF en sus tres fases (gas, crudo, agua), a una presión de 685 psig; el transporte del mismo se hace a través de líneas de flujo de 16” y 20”, y el fujo desde la cabeza del pozo al CPF se hace de forma natural, debido a que a cada pozo le llega gas de inyección a unapresión de 5870 psi, que lo que hace es impulsar el Crudo desde el Yacimiento al CPF.
La Figura 2, muestra el Sistema de tratamiento del crudo multifásico que llega al CPF. En el CPF el Crudo es recibido por un Sistema Recolector que consiste un Slug Catcher, ver Figura 3, éste tiene dos (2) Vasijas (V 0201 A/B) dedicadas cada una a un cabezal de producción, las cuales separan los fluidos de entrada engas y líquidos, y las tuberías de almacenamiento de líquidos para manejar los baches generados en las líneas troncales. El Slug Catcher transforma el flujo en baches en un flujo estable.
El Gas separado va por una parte al Sistema de Tratamiento de Gas a una presión aproximada de 700 psi y por la otra el “Crudo y el Agua” van al Sistema de Separación de crudo, ver Figura 2.
La línea amarillade la Figura 2 muestra el gas, que sale del Slug Catcher y del Sistema de Separación, los cuales son llevados al Sistema de Deshidratación a tratamiento del Gas donde se produce gas limpio y seco para ser llevado al Sistema de Reinyección de gas.
El Sistema de Separación de Crudo incluye dos trenes de separación idénticos con un calentador de petróleo crudo, tres etapas de separación bombasde recirculación de crudo y enfriadores. El Crudo separado es medido y almacenado ó transportado directamente a Cusiana. El agua separada es medida almacenada y enviada directamente a Cusiana, ver figuras 2 y 4.
El sistema de Compresión de Gas de Reinyección incluye tres trenes de paralelos, (3) de media y (3) de alta presión. Ver figuras 3, 4 y 5. Los gases provienen de las vasijas de entradaal slug cátcher y de los gases comprimidos por el compresor de gas de proceso. Cada compresor comprime 483 millones de pies cúbicos de gas con una descarga final de 6285 psig, donde es reinyectado nuevamente a los pozos, para cerrar el ciclo e impulsar en el yacimiento el Crudo multifásico que se extrae y retorna al CPF.

Figura 2. Diagrama de bloques del proceso Cupiagua¹

Troncales deproducción

Slug Catcher
Separación
Flash Drum
Compresión
Almacenamiento de crudo
Almacenamiento de agua
Deshidratación
Crudo a Cusiana
Agua a Cusiana

Compresión a reinyección

Gas a pozos
Unidad de FG
URG

Gas a servicios
Troncales de producción

Slug Catcher
Separación
Flash Drum
Compresión
Almacenamiento de crudo
Almacenamiento de agua
Deshidratación
Crudo a Cusiana...