modelo interado en gap

UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA
COMISION DE TRABAJO DE GRADO




CONSTRUCCIÓN DE UN MODELO DE FLUJO MULTIFÁSICO EN ESTADO ESTABLE DE LA RED DE RECOLECCIÓN DEL YACIMIENTO DE GAS NO ASOCIADO QUIRIQUIRE PROFUNDO MEDIANTE EL USO DEL SIMULADOR GAP®

Presentado por:
_____________________________Samia Patricia Serna Hannan

Revisado y aprobado por:





Puerto la Cruz, julio de 2013
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Empresas extranjeras comenzaron la exploración de zonas en Venezuela, entre ellas el norte del estado Monagas. Es el caso de la Standard Oil de Venezuela que, a mediados de 1928 y después de años de trabajo, descubren una importante acumulación de hidrocarburos pesadosen el pozo QQ-1. Después de un período de poca actividad, Creole perfora un nuevo pozo el QQ-533, productor de gas con bajo rendimiento de condensado, descubriendo un nuevo yacimiento que por estar a mayor profundidad se le denominó Quiriquire Profundo. Posteriormente motivo de la nacionalización, las filiales de Petróleo de Venezuela S.A. se hacen cargo de los campos asignados ante a las compañíasextranjeras, incluyendo el Bloque Quiriquire, cuya producción vino en declinación hasta ser abandonado por baja rentabilidad.
En 1994, con la Apertura Petrolera, la empresa Maxus Venezuela LTD, obtiene el bloque en concesión, con la finalidad principal de explorar y reactivar los campos existentes. En el primer tiempo de actividad se realizaron una serie de exploraciones en la zona que llevaronal hallazgo de un nuevo yacimiento de gas y condensado, denominado Viboral, cuyo pozo descubridor fue el San Luis 1-X (SLL-1X), probado a finales de 1996. Luego, en 1998, con la perforación del pozo Tropical 1-X, YPF-Maxus llevó a cabo el descubrimiento de un nuevo yacimiento de gas y condensado, conocido como Tropical, último de los cuatro que en la actualidad conforman el Bloque Quiriquire.
Acomienzos del año 2001, la empresa Repsol-YPF (Anterior YPF-Maxus), firma con PDVSA un acuerdo de producción y entrega de gas dentro del Convenio Operativo del Campo Quiriquire, lo que le permite incrementar la producción hasta los 250 millones de pies cúbicos de gas y 20 mil barriles de petróleo por día. Actualmente el campo se encuentra con una producción total de 300 millones de pies cúbicosdiarios de gas y 16 mil barriles de petróleo por día, siendo la empresa privada líder en Venezuela en ese renglón.
En los pozos productores por flujo natural, y especialmente en yacimientos de gas y condensado, como los pertenecientes al Bloque Quiriquire, la configuración de las redes de tubería, y el resto de las facilidades de superficie, juegan un papel sumamente importante en el comportamientode producción del yacimiento y de las presiones a la cual trabaja el sistema en conjunto. Debido a esto, a la hora de evaluar nuevos escenarios de producción, debe tomarse en cuenta la configuración de las líneas y equipos de superficie existentes que puedan soportar los nuevos caudales de fluido a extraer, y determinar si es necesario la incorporación de nuevas facilidades, o la modificación delas existentes.
Es por esto que, cuando se realiza un pronóstico de producción para un yacimiento, no basta únicamente con la predicción a través de simulación numérica o balance de materiales, basada en el desempeño energético del mismo, sino que además deberá tomarse en cuenta el efecto que tiene las limitaciones provocadas por las facilidades de superficie, en cuanto a las pérdidas de energíacausadas por el flujo de fluidos a través de las líneas, entre otras cosas.
Es común que, debido a la no incorporación de estas limitaciones, se produzcan problemas tales como cuellos de botella en las líneas, sobrecarga de las plantas y desajustes de las presiones de trabajo, entre otros, que posteriormente acarrearán nuevos gastos, bien sea en estudios correctivos, en nuevos equipos o...