Producción de Crudos Pesados
SISTEMAS Y PROCESOS PARA LA REDUCCION DE COSTOS DE PRODUCCION
FLOGS ORINOCO & GTL VELOCYS
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¿Cuanto cuesta Producir Petróleo?
Costo Totales de Producción de crudo
El grafico muestra, a modo de referencia, los supuestos costos de producción publicados por CNN Money (Nov. 20, 2015), el cual incluye las regalías e impuestos. La mayoría de los países con una dieta de crudo conformada fundamentalmente por crudos pesados, tienen costos de producción por encima de 20US$/Bbl.
Los Países Productores del medio Oriente sus costos de producción están por debajo de 13US$/Bbl
¿Cuál era la expectativa de consumo mundial de Energía para en el año 2005?
Se esperaba tendencias crecientes de los combustibles fósiles mas allá de 2030.
El horizonte del patrón de energía que se visualizaba hace 10 años, mantenía a los combustibles fósiles como principales fuentes de energía (carbón, petróleo y gas natural)
2005: 8 billones de toneladas.
2030: 14 billones de toneladas.
Y mas allá…
Año 2015 ¿Punto de inflexión para el Patrón de Energía?
Cómo hacer realidad la energía sostenible
Los dirigentes de empresas, legisladores y líderes del sector energético actuales necesitan poder acceder a fuentes de investigación sólidas que les permita desenvolverse en el mapa cambiante de la energía. Necesitan información e ideas para poder formular sus decisiones y conseguir aventajar a la competencia. Los estudios sobre energía y eventos del CME contribuyen a guiar el desarrollo internacional de las ideas y fomentar acciones a nivel nacional para que la energía sostenible se haga realidad.
¿El tratado de la ONU desplomo los precios? ¿Que paso entre 2005 y 2015?
Los Altos costos de la energía y sus efectos contaminantes impulsaron a los países desarrollados en la investigación de fuentes económicas y menos contaminantes basados en la premisas del TRILEMA ENERGETICO: Seguridad, Igualdad y sostenibilidad.
Pasos Tecnológicos gigantes a escalas comerciales en:
Plasma (El 4to Estado de la Materia) & Transformación de Hidrocarbono
CICLO DEL HIDROCARBONO
Conversión de Biomasa
Gasificación por Plasma & Transformación Gas Liquido
Los avances en plasma térmico han logrado llevar a escalas económicas los procesos de transformación de Biomasa y cualquier compuesto orgánico con (carbono e hidrogeno) para gasificarlos y producir gas Sintético (Syngas).
Proceso FT del Gas al Liquido.
Futuro de Patrón de Refinación Syngas
Reformado / Transformación / Gas Liquido
Tecnología GTL, Plantas de mediana y gran Escala
La Tecnología GTL es una ralidad en varios paises a mediana y gran escala.
Política Energética de los Países Desarrollados - Tecnología GTL / Referencias
Extracto del Resumen Ejecutivo del Informe del Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norte América (Sep. 13, 2013), relativo al Análisis de la Transformación de gas natural a Combustibles líquidos para Transporte través de Fischer-Tropsch
La Tecnología doméstica, a base de Fischer-Tropsch de gas a líquidos (GTL) ofrece opciones para el uso de materiales de rápida expansión en los Estados Unidos, de gas natural nacional recuperable y Biomasa. En concreto, la tecnología GTL eleva significativamente el valor económico del recurso de gas natural mediante el acceso al mercado de combustibles para el transporte. Al aumentar el suministro de combustibles domésticos seguros de transporte sin depender de las importaciones adicionales de petróleo, la tecnología GTL es una herramienta eficaz para aumentar la seguridad energética del país. Además, GTL podría mitigar algunas preocupaciones ambientales por desplazar a los combustibles de alto azufre derivados del petróleo con combustibles esencialmente libre de azufre. Si la captura y secuestro de carbono se incorpora en los controles de las instalaciones y se aplican restricciones más estrictas a la emisiones para la extracción de gas, mediante el GTL, se puede producir combustibles líquidos para el transporte, que tienen menos impacto por gases de efecto invernadero del ciclo de vida del carbono, en comparación a los emitidos por los combustibles producidos a partir de las refinerías de petróleo convencionales hoy en día en los EE.UU., este proceso aporta, menos de del uno por ciento al costo de producción de combustible (se refiere a la captura de CO2).
El desarrollo comercial de GTL ha madurado recientemente con los proyectos de GTL comerciales que entraron en funcionamiento durante la última década…
Una nueva realidad energética
Syngas será el nuevo patrón de Energía
GAS NATURAL – AMENZA INMINENTE PARA LOS CRUDOS PESADOS.
La economía de Escala de los sistemas de transformación de Gas Natural a Syngas, posiciona al gas Natural como una fuente confiable y disponible para los países desarrollados.
(Esto se adelanto 30 años a lo esperado en el 2005)
Reservas de Gas (Fuente Consejo Mundial de Energía)
Oriente Medio y Norte de África: 84.689 bcm
Europa & Rusia: 53.900 bcm.
Asia Central: 32.627 bcm
América del Norte: 10.185 bcm
África: 9.718 bcm
Asia Sur Oriental y el Pacifico: 8.695 bcm
Latino América y el Caribe: 7.643 bcm
Asia del Este: 3.084 bcm
Una nueva realidad energética
Proyecciones de consumo de Petróleo y Gas
Nuevas Fuentes de Energía limpia y económica
El consumo de los combustibles de origen fósil tendrán una caída progresiva y sostenida en los próximos años con la construcción de plantas de transformación de Biomasa, Procesos Gas a Liquido y nuevos sistemas alternos de energía mas sofisticados con los reactores fusión nuclear de Hidrogeno.
Producir un litro de Diesel Sintético a partir de la basura cuesta 0,28 US$/lt. El precio de venta promedio en USA es de 0,60 US$/lt y en el resto del mundo 1,00 US$/lt.
Nuestra realidad
ingresos vs costos
ES IMPERATIVO, ESTRATÉGICO Y URGENTE PARA VENEZUELA BAJAR LOS COSTOS DE PRODUCION DE LOS CRUDOS PESADOS A NIVELES COMPETITIVOS CONTRA LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DE RUSIA, EL MEDIO ORIENTE Y DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS PROVENIENTES DE LA TRANSFORMACIÓN DEL GAS.
LATINO AMÉRICA Y EL CARIBE ES LA REGIÓN CON MENORES RESERVAS DE GAS, POR ENDE SE CONVIERTE EN UN ÁREA PRIORITARIA PARA VENEZUELA CONSOLIDAR SU POSICIONAMIENTO EN CUANTO A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA.
Producción de Crudos Pesados
Estructura de los costos de Producción
Estructura del costo total de Producción (Ctp)
Los costos totales de producción de crudos pesados, tiene elementos de costo significativos asociados a el tratamiento y manejo del agua, y a la disolución para mejorar su movilidad y adaptarlos a una viscosidad razonable para alimentar las refinarías.
Para los efectos de este presentación utilizaremos las siguiente formulas simplificadas:
Ctp = CPF + CNW + CWT + CD + CTAd + CT
BT
Costos de Producción
Nomenclatura:
BFPD: Barriles de Fluido por día. Corresponde al volumen de crudo y agua extraídos del pozo mas el diluente.
BBPD: Barriles Brutos por día. Corresponde al volumen de crudo y agua extraídos del pozo sin el diluente.
BNPD: Barriles Netos por día. Corresponde al volumen de crudo extraído del pozo sin agua y sin diluente.
BDPD: Barriles de Diluente por día. Corresponde al volumen de diluente dosificado en el crudo.
BWPD: Barriles de agua por día. Corresponde al volumen del corte de agua asociado a la producción.
BTPD: Barriles Totales por día. Corresponde al volumen del crudo extraído del pozo mas el volumen de diluente dosificado.
Ctp: Costo unitario total de producción por barril (US$/BTPD). Ctp = CTP / BTPD
CTP: Costo total de producción (US$)
CPF: Costo de levantamiento y procesamiento de fluido (US$). CPF = BFPD x 0,75 US$/BFPD
CNW: Costo por perforación y completación de nuevos pozos (US$). CNW = BFPD x 0,01 US$/BFPD
CWT: Costo de tratamiento y manejo del agua (US$). CWT= BWPD x 0,50 US$/BWPD
CD: Costo de disolución (US$). CD = %Dilución x BT x Cd
Cud: Costo unitario del diluente (US$/BD)
CTAd: Costo de Transporte y Almacenamiento de diluente (US$). CTAd = BDPD x 7,00 US$/BDPD
CTAc: Costo de Transporte y Almacenamiento de crudo (US$). CTAd = BTPD x 7,00 US$/BTPD.
Cpf: Costo unitario de levantamiento y procesamiento de fluido (US$/BTPD). Cpf = (BFPD x 0,75 US$/BFPD)/BTPD
Cnw: Costo unitario por perforación y completación de nuevos pozos (US$/BTPD). Cnw = (BFPD x 0,01 US$/BFPD)/BTPD
Cwt: Costo unitario de tratamiento y manejo del agua (US$/BTPD). Cwt= (BWPD x 0,50 US$/BWPD)/BTPD
Cd: Costo unitario de disolución (US$/BTPD). Cd = (%Dilución x BT x Cd)/BTPD
Ctad: Costo unitario de Transporte y Almacenamiento de diluente (US$/BTPD). Ctad = (BDPD x 7,00 US$/BDPD)/BTPD
Ctac: Costo unitario de Transporte y Almacenamiento de crudo (US$/BTPD). Ctad = (BTPD x 7,00 US$/BTPD)/BTPD
Producción de Crudos Pesados
Costos asociados a tratamiento y manejo de agua
El costo promedio del manejo del agua, que incluye inversiones de capital (incluye la prorrata del pozo productor), gastos operativos, consumibles y productos químicos, en las fases de levantamiento, separación, eliminación de trazas de crudo, filtrado, bombeo e inyección, para niveles de producción entre 20.000 y 200.000 Bls/día es en promedio 0,60 US$/Bbl de agua procesada.
Elementos de costo (capital + operación):
El costo de levantamiento del agua esta incluido en el costo de Extracción del fluido
Separación: 0,09 US$/Bls de agua
Eliminación de trazas de crudo: 0,13 US$/Bls de agua
Tratamiento: 0,08 US$/Bls de agua
Bombeo: 0,17 US$/Bls de agua
Inyección: 0,03 US$/Bls de agua
Total: 0,50 US$/Bls de agua
Costo de levantamiento (extracción del agua) 0,10 US$/Bls de agua
Producción de Crudos Pesados
Costo de Disolución
Costo de disolución de crudo pesado
Normalmente se utilizan naftas o crudos entre 30°API y 40°API, con la finalidad de obtener un costo razonables en la disolución.
Por ejemplo, para llevar un crudo de 12°API a 16°API, usando un hidrocarburo como diluente de 35°API se requiere una mezcla de 20% de diluente.
Si el costo del hidrocarburo de 35°API usado como diluente es de 30 US$/Bbl, entonces el costo de disolución del crudo pesado es:
0,20 x 30 US$/Bbl = 6,00 US$/Bbl diluido
Crudo Pesado 12°API con la corte de agua 90%
Diluido a 16°API
A continuación se desglosa un resumen de los elementos de costos para un crudo pesado de 12°API con corte de agua del 90% que posteriormente se le realiza una disolución en superficie con 20% de diluente para llevarlo a 16°API.
Balance de masa:
1,00 BFPD / 0,90 BWPD / 0,10 BNPD / 0,025 BDPD / 0,125 BTPD
Costo del Diluente 35°API: 30 US$/Barril.
Producción de Fluido crudo 12°API con 90% agua (Cpf): 6,00US$/BTPD
Exploración y nuevos pozos (Cnw): 0,08US$/BTDP
Tratamiento manejo 90% de corte agua (Cwt): 3,60US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Diluente (Ctad): 1,40US$/BTPD
Disolución 20%: de 12°API @ 16°API (Cd): 6,00US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Crudo (Ctac): 7,00US$/BTPD
Total: 24,08US$/BTPD
Ctp = BFPD x 0,75 / BTPD + BFPD x 0,01 / BTPD+ BWPD x 0,50 / BTPD + BDPD x 7,00 / BTPD + BDPD x 30 / BTPD + BTPD x 7,00 / BTPD
Ctp = 1,00 x 0,75 / 0,125 + 1,00 x 0,01 / 0,125 + 0,90 x 0,50 / 0,125 + 0,025 x 7.00 /0,125 + 0,025 x 30 / 0,125 + 0,125 x 7,00 / 0,125 = 24,08US$/BTPD
Ctp = 6,00 + 0,08 + 3,60 + 1,40 + 6,00 + 7,00 = 24,08US$/BTPD
Crudo Pesado 12°API con la corte de agua 80%
Diluido a 16°API
A continuación se desglosa un resumen de los elementos de costos para un crudo pesado de 12°API con corte de agua del 80% que posteriormente se le realiza una disolución en superficie con 20% de diluente para llevarlo a 16°API.
Balance de masa:
1,00 BFPD / 0,80 BWPD / 0,20 BNPD / 0,05BDPD / 0,25 BTPD
Costo del Diluente 35°API: 30 US$/Barril.
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Producción de Fluido crudo 12°API con 80% agua (Cpf): 3,00US$/BTPD
Exploración y nuevos pozos (Cnw): 0,04US$/BTDP
Tratamiento manejo 80% de corte agua (Cwt): 1,60US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Diluente (Ctad): 1,40US$/BTPD
Disolución 20%: de 12°API @ 16°API (Cd): 6,00US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Crudo (Ctac): 7,00US$/BTPD
Total: 19,04US$/BTP
Ctp = BFPD x 0,75 / BTPD + BFPD x 0,01 / BTPD+ BWPD x 0,50 / BTPD + BDPD x 7,00 / BTPD + BDPD x 30 / BTPD + BTPD x 7,00 / BTPD
Cut = 1,00 x 0,75 / 0,25 + 1,00 x 0,01 / 0,25 + 0,80 x 0,50 / 0,25 + 0,05 x 7.00 /0,25 + 0,05 x 30 / 0,25 + 0,25 x 7,00 / 0,25 = 19,04US$/BTPD
Ctp = 3,00 + 0,04 + 1,60 + 1,40 + 6,00 + 7,00 = 19,04US$/BTPD
Crudo Pesado 12°API con la corte de agua 20%
Diluido a 16°API
A continuación se desglosa un resumen de los elementos de costos para un crudo pesado de 12°API con corte de agua del 20% que posteriormente se le realiza una disolución en superficie con 20% de diluente para llevarlo a 16°API.
Balance de masa:
1,00 BFPD / 0,20 BWPD / 0,80 BNPD / 0,20BDPD / 1,00 BTPD
Costo del Diluente 35°API: 30 US$/Barril.
Producción de Fluido crudo 12°API con 20% agua (Cpf): 0,75US$/BTPD
Exploración y nuevos pozos (Cnw): 0,01US$/BTDP
Tratamiento manejo 20% de corte agua (Cwt): 0,10US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Diluente (Ctad): 1,40US$/BTPD
Disolución 20%: de 12°API @ 16°API (Cd): 6,00US$/BTPD
Transporte y Almacenamiento - Crudo (Ctac): 7,00US$/BTPD
Total: 15,26US$/BTPD
Ctp = BFPD x 0,75 / BTPD + BFPD x 0,01 / BTPD+ BWPD x 0,50 / BTPD + BDPD x 7,00 / BTPD + BDPD x 30 / BTPD + BTPD x 7,00 / BTPD
Ctp = 1,00 x 0,75 / 1,00 + 1,00 x 0,01 / 1,00 + 0,20 x 0,50 / 1,00 + 0,20 x 7.00 /1,00 + 0,20 x 30 / 1,00 + 1,00 x 7,00 / 1,00 = 19,04US$/BTPD
Ctp = 0,75 + 0,01 + 0,10 + 1,40 + 6,00 + 7,00 = 19,04US$/BTPD
Producción de Crudos Pesados
Reto: Disminuir el % Corte de agua
Limite económico del corte de agua
El limite económico del corte de agua en el crudo extraído esta en función del valor de beneficio (Vo) del barril neto, es decir el precio de venta menos costos totales de producción (incluidas las regalías e impuestos), y excluyendo el costo de tratamiento y manejo del agua (Cw), y obteniendo la siguiente relación:
WORe =Vo/Cw (Barriles de agua por cada barril neto de crudo)
Limite económico de corte de agua = WORe/(1+WORe)
El costo del tratamiento de agua mas el costo asociado de levantamiento en el pozo es 0,60US$/barriles de agua
COMO DISMINUIR EL CORTE DE AGUA?
Ejemplo:
Si el precio excluidos los impuestos es 24US$/BBl
WORe = (24– (21,25–3,75) US$/barriles de crudo
0,60US$/barriles de agua
WORe = 10,833 Bbl de crudo / Bbl de agua
Limite = 10,833/(1+10,833) = 91,55%
Producción de Crudos Pesados
Causas de incremento del corte de agua
1. Flujo en la tubería de producción.
2. Flujo en la tubería de revestimiento.
3. Contacto agua-petróleo con desplazamiento ascendente,
4. Capa de permeabilidad sin flujo transversal.
5. Fisuras entre pozo inyector y productor.
6. Fisuras y una capa de agua subyacente.
7. Barrido areal pobre.
8. Capa segregada por gravedad.
9. Capa de alta permeabilidad con flujo transversal.
10. Conificación
Para el caso de crudos de alta viscosidad, la conificación es la principal causa altos cortes de agua, cuando se utilizan sistemas de levantamiento mediante bombas de flujo
continuo y de alto caudal.
Producción de Crudos Pesados
Método de Extracción
Dada la alta viscosidad de los crudos pesados y extra pesados, los métodos de extracción utilizados en la actualidad son asistidos por equipos de bombeo, tales como bombas de cavidad progresiva, bombas electro sumergibles y bombas de accionamiento mecánico.
Producción de Crudos Pesados
Sistema de levantamiento por bombeo
Sistema de bombeo de flujo continuo
Las bombas electro sumergibles y las de cavidad progresiva son sistemas de desplazamiento de flujo continuo, que generalmente son de alto caudal. La producción se enfoca en la extracción de altas ratas de extracción (crudo, agua y gas asociado).
El alto flujo en crudos pesados se convierte en un problema, por alta viscosidad de petróleo, ante presencia de agua y la proximidad de los niveles de la interface agua- crudo en el Yacimiento.
Producción de Crudos Pesados
Conificación
¿Por que ocurre la conificación?
Porque el caída de presión que ocasiona el flujo en la succión de la bomba genera una fuerza ascendente continua y sostenida mayor que la fuerza gravitacional sobre la masa de agua en la interface con el crudo, y una vez que el agua alcanza la succión de la bomba, el fluido que es extraído es el “agua” por su menor resistencia y viscosidad. El crudo que emerge es el arrastrado por la superficie del cono de agua.
Producción de Crudos Pesados
¿Cómo evitar la conificación?
Controlando el caudal crítico de producción y evitando el flujo continuo. Usando el sistema FLOGS ORINOCO
La conificación esta relacionada con la rata de producción. El caudal critico de producción o máxima rata de producción, es función de la permeabilidad de la formación (k), la altura del nivel de succión del pozo con la interface agua – crudo (h), la densidad del fluido o gravedad especifica de los fluidos y la viscosidad del crudo (μ).
Producción de Crudos Pesados
Sistema de Levantamiento FLOGS ORINOCO
El sistema FLOGS ORINOCO esta compuesto por un equipo de bombeo mecánico, de desplazamiento positivo, intermitente, de alta eficiencia volumétrica y con dispositivos de inyección de diluente a fondo de pozo con previsiones para dosificación de aditivo reductor de densidad molecular (RDM) actualmente en pruebas . El sistema de bombeo es accionado por una unidad LRP de UNICO o similar.
Monitoreo de variables del Pozo y equipo.
Producción de Crudos Pesados
PRUEBA POZO CI–226 MACOLLA I-20-4 CAMPO J-20
El sistema FLOGS ORINOCO a sido probado satisfactoriamente en los siguientes pozos, utilizando como sistema de accionamiento balancines convencionales:
•POZO ORS -99 CAMPO OROCUAL - pesado
•POZO CI-226 MACOLLA I-20-4 CAMPO J-20 - EXTRAPESADO
•POZO ORS-107 DEL CAMPO OROCUAL SOMERO
Principales Ventajas:
- Alta eficiencia volumétrica.
- Inyección de diluente a fondo de pozo.
- Aplicación en pozos verticales u horizontales.
- Puede operar con crudos con alto % de sedimentos.
- Bajos costos de mantenimiento.
POZO CI-226 (BES)
BFPD: 1351
BBPD: 1326
BWPD: 1081 (Agua)
BNPD: 245
BDPD: 25
BTPD: 280
% AYS: 80.01 %
˚APIC: 9.8
T cabezal: 120 ˚F
Tipo de Bomba
Electro Sumergible
POZO CI-226 ( SISTEMA FLOGS)
BTPD: 1455
BBPD: 1110
BWPD: 38 (Agua)
BNPD: 1047
BDPD: 345
BTPD: 1892
% AYS: 2.6 %
˚APIC: 9.8
T cabezal: 120 ˚F
Tipo de Bomba:
FLOGS ORINOCO.
En el grafico se puede notar claramente que el sistema flogs logra la disminución significativa del volumen de agua, y el aumento del volumen de crudo neto, en comparación con la bomba electro sumergible (BES).
El bombeo mecánico convencional (bmc) también logra disminuir significativamente el corte de agua pero el volumen de crudo se mantiene similar a lam BES.
Comparación de resultados operativos entre la Bomba BES, Bomba Mecánica Convencional y Sistema FLOGS ORINOCO.
Se puede observar en la tabla y el grafico en la laminas anteriores, que el corte de agua del pozo CI-226, operando con una bomba BES (Flujo continuo), se ubicaba en 80.01% con relación al volumen total de fluido, que incluye el diluente. La producción neta crudo sin el diluente era de 245 barriles con 1081 barriles de agua.
Al reemplazar el equipo de levantamiento por una bomba mecánica (de flujo intermitente), el corte disminuyo significativamente hasta 9 %, pero con una producción neta de promedio de crudo 168 Barriles con apenas 27 barriles de agua.
Finalmente con el Sistema Flogs Orinoco (de flujo intermitente), en corte de agua se redujo a 2,6%, con una producción neta de crudo (sin el volumen de diluente) de 1110 barriles con apenas 38 barriles de corte de agua.
POZO CI-226 (BES)
BFPD: 1351
BBPD: 1326
BWPD: 1081 (Agua)
BNPD: 245
BDPD: 25
BTPD: 280
% AYS: 80.01 %
˚APIC: 9.8
T cabezal: 120 ˚F
Tipo de Bomba
Electro Sumergible
POZO CI-226 ( SISTEMA FLOGS)
BTPD: 1455
BBPD: 1110
BWPD: 38 (Agua)
BNPD: 1047
BDPD: 345
BTPD: 1892
% AYS: 2.6 %
˚APIC: 9.8
T cabezal: 120 ˚F
Tipo de Bomba:
FLOGS ORINOCO.
FUENTE: CENTINELA PDVSA
Producción de Crudos Pesados
Costos de producción con bomba BES
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Producción de Crudos Pesados
Reto: Minimizar costos de disolución
Mediante el uso de procesos GTL de pequeña escala se pueden para producir Naftas Sintéticas a partir del gas natural.
Producir naftas livianas a partir del gas asociado a la producción y de otros yacimientos de gas cercanos a los campos de producción, permitirían reducir costos de disolución de los crudos pesados, abaratando el costo del diluente y reduciendo el grado de disolución.
Producir naftas livianas a partir del gas asociado a la producción y de otros yacimientos de gas cercanos a los campos de producción, permitirían reducir costos de disolución de los crudos pesados, abaratando el costo del diluente y reduciendo el grado de disolución.
Producción de Crudos Pesados
Costo de Produccion de Nafta 92°API por GTL
Sistema GTL de pequeña escala.
Permite la instalación de plantas modulares en las área de producción, lo cual disminuye las inversiones en
instalaciones de superficie para almacenamiento y transferencia de diluentes.
• Por cada 10.000 pies cúbicos de gas Metano produce un (1) Barril /día de Nafta 92°API, más energía residual que puede ser utilizad para calentamiento o generación eléctrica (240 Kwh).
• No se genera coke como producto residual.
• La inversión es de 110.000 US$ por cada Barril /día de capacidad de producción, que representa un costo de capital, amortizado a 15 años 20 US$/Barril.
• El Costo de operación es de 8 US$/Barril.
• El costo total de producción (Capital + Operación) es de 28 US$/Barril de Nafta.
Producción de Crudos Pesados
Sistema FLOGS ORINOCO & Planta GTL VELOCYS
Producción de Crudos Pesados
Optimización con Sistemas FLOGS & GTL VELOCYS
Producción de Crudos Pesados
CONCLUSIONES
1. Con la Integración del Sistema de Levantamiento FLOGS ORINOCO & la producción de diluente sintético mediante los sistemas de pequeña escala GTL VELOCYS, se puede lograr la reducción simultanea de corte de agua y proporción de disolución, mediante un diluente liviano de bajo costo producido in Situ.
2. En el caso estudiado, para la producción de un crudo de 12°API, disminuyendo el corte de agua de 80% a 20%, y diluyéndolo hasta 16°API, el costo de producción puede disminuir de 19,04 US$/BTPD a 11,47 US$/BTPD, aproximadamente 40%.
3. En el caso de la prueba realizada en el pozo CI–226 MACOLLA I-20-4 CAMPO J-20 de PDVSA en Venezuela, para la producción de crudo 9,8°API, con el sistema FLOGS ORINOCO, el corte de agua bajo de 80% a 2,6%, lo cual trae como resultado que para el caso de un crudo diluido hasta 14,36°API el costo se puede reducir de 20,64US$/BTPD a 16,44 US$/BTPD. Con el uso de diluente sintético, producido por un sistema GTL VELOCYS diluyendo el crudo hasta 16°API, el costo del crudo diluido puede llegar a bajar hasta 11,82 US$/BTPD. Reducción total de costos de aproximadamente 43%.