1. CAPÍTULO 1. GENERALIDADES
1. 1 INTRODUCCIÓN
La Planta de Margarita está ubicada en el nor-este de la provincia O’connor dentro
del departamento de Tarija, a una distancia aproximada 640 Km. al sur de la ciudad
de Santa Cruz y 208 Km. al este de la ciudad de Tarija.
El campo Margarita produce gas y condensado de los reservorios de la formación
Huamampampa.
El desarrollo del bloque gasífero Caipipendi donde se encuentra el campo Margarita
y Huacaya está avanzando, con éxito que es la primera tarea para la ampliación de
los dos mega campos que integran el área: Margarita y Huacaya. El campo
Margarita produce 1.9 MM m3 de gas con 3200 Bbls de condensado, esta
producción está restringida por la capacidad de procesamiento de la planta
Margarita que tiene una capacidad de 2 MM m3/d, la misma se incrementara a 8 MM
m3/d para el año 2012 y a 14 MM m3/d para el año 2013. Esta producción viene de
tres pozos de; MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4. En el cual más adelante se anexara la
producción de pozo Huacaya-X1 perforado en el año 2007.
El incremento en la producción del pozo Huacaya-X1 permitirá la producción de GLP
en la planta de gas de Rio Grande, donde actualmente se procesa parte del gas
producido en planta Margarita. (WWW-01)
La planta de Margarita en la actualidad tiene una capacidad de procesamiento de
83 MMCFD, 4130 BPD de condensado y 360 BPD de gasolina. La principal función
de la planta es acondicionar el gas natural para su posterior comercialización. Por
medio del gasoducto GASYRG se lleva el gas a la planta de compresión de Rio
Grande para su posterior exportación a Brasil.
Los pozos que producen en la actualidad son MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 a los
cuales se agregara en un futuro la producción del pozo Huacaya-X1.
1

2. 1.2 ANTECEDENTES
El Bloque Caipipendi se encuentra ubicado en la zona sur de Bolivia, que abarca los
departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. El yacimiento de Margarita, está
ubicado en una de las zonas más ricas de reservas de gas del país, concretamente
dentro del bloque exploratorio denominado Caipipendi. El descubrimiento del campo
Margarita, se valora desde el punto de vista de exploración por hidrocarburo, en una
extensa región del subandino sur, al oeste del área tradicional, antes considerada de
poco interés hidrocarburiferas. Ahora por los volúmenes de producción del campo
Margarita, se considera como un mega campo productor de gas. El yacimiento es
considerado de excelente, por contener un tipo de gas húmedo, es decir, alto
contenido de GLP (gas licuado de petróleo) y con muy pocas impurezas, lo que hace
que sea muy valorado por la facilidad de su tratamiento.
Los campos Margarita y Huacaya, tienen un área de explotación de 123.000
hectáreas en el bloque Caipipendi. Hay cinco pozos, cuyas profundidades oscila
entre 4.000 y 6.000 metros, fueron perforados entre 1998 y 2008. El primer pozo del
campo Margarita, fue descubierto en 1998 y comenzó la producción el 2004; tanto
que el segundo pozo HCY X-1 fue perforado el 2007, al presente este pozo no
produce. Los campos de margarita y Huacaya forman parte del bloque Caipipendi,
operado por la empresa Repsol, los mismo se encuentran ubicados en los
departamentos de Tarija y Chuquisaca.
El bloque Caipipendi, donde se encuentran ubicados los campos de Margarita y
Huacaya, esta operado por la empresa Repsol con una participación del 37.5%
teniendo como socios British Gas con 37.5% y Pan American Energy (PAE) que
posee el 25 % de las acciones. (WWW-02).
2

3. FIGURA 1.1: Ubicación de Planta Margarita
Fuente: (WWW-03)
Como se observa en la FIGURA 1.1 es la ubicación de la Planta Margarita que limita
con los departamentos de Chuquisaca y Tarija
1.2.1 Proceso de Planta Margarita
La planta Margarita es una planta Dew Point, donde los procesos que se dan, tienen
la finalidad de acondicionar el gas y condensado a los parámetros requeridos según
contrato para su transporte y venta.
• Pozos de producción
• Descripción del proceso
• Ingreso, separación y tratamiento del gas
• Sistema de estabilización de condensado
• Sistema de almacenamiento y bombeo de condensado
• Sistema de enfriamiento (circuito de propano)
• Sistema de deshidratación (regeneración de glicol)
• Sistema de calentamiento con aceite térmico
• Circuito de gas reciclo
• Compresión y despacho de gas residual
• Generación de energía eléctrica
3

4. 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1 Identificación del Problema
La baja capacidad que tiene la planta de Margarita dificulta al incremento de
producción de los pozos MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4, dicha producción viene de la
formación Huamampampa.
La poca capacidad de la planta de Margarita dificulta la producción de condensado
y gas, constituye un grave problema para el bloque Caipipendi, ya que no abastece
a loa mercados tanto interno como externo; el desafío también es incrementar la
producción de la planta margarita.
1.3.2 Identificación de la Causa
Existen diferentes causas que han desencadenado una baja en producción de
hidrocarburo en este campo:
• Baja producción por cierre de pozo MGR X-3 debido a corrosión de tubería de
producción.
• Capacidad de planta insuficiente para incrementar los volúmenes de producción.
1.3.3. Formulación del Problema
La situación problemática de la baja capacidad de la planta margarita, nos induce a
la siguiente pregunta ¿Cómo se puede incrementar la producción de la planta
Margarita, mediante el tendido del lineado de ducto con el pozo Huacaya?
4

5. 1.3.4. Diagrama Causa- Efecto
FIGURA 1.2: Diagrama de Causa- Efecto
Elaboración Propia
5
Baja capacidad de
la Planta Margarita
Irrupción de agua
Presencia de agua
Baja eficiencia de producción
Baja eficiencia del
pozo
Corrosión de tubería
Corrosión por acido

6. 1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General
Aplicar el tendido de línea de ducto, para maximizar los caudales de producción de
la planta Margarita
1.4.2 Objetivos Específicos
• Evaluación del estado actual de la producción del pozo Huacaya
• Determinación de la calidad de producción de condensado y gas
• Determinación del tiempo de producción de la Planta Margarita
• Implementación del tendido de ducto del pozo Huacaya a la planta Margarita
para incrementar los volúmenes de producción de dicha planta.
• Análisis técnico económico del proyecto.
1.4.3 Acciones de la Investigación
CUADRO 1.1: Acciones de la Investigación
OBJETIVO ESPECIFICOS ACCIONES
1. Evaluación del estado actual de
producción del pozo Huacaya
1.1. Realizar un análisis del
comportamiento de la presión del
pozo Huacaya
2. Determinación de la calidad de
producción condensado y gas
2.1. Analizar el comportamiento de
producción de planta
2.2. Observar el historial de eventos de la
producción de planta Margarita
3. Determinación del tiempo de
producción de la Planta Margarita
3.1. Proyectar la tendencia de la
producción del pozo
3.2. Comparar los volúmenes y caudales
de la planta, con los caudales de los
pozos
6

7. 4. Implementación del tendido de línea
de ducto en el pozo Huacaya para
incrementar los volúmenes de
producción.
4.1. Proyectar la tendencia de la
producción a lo largo de tiempo
5. Análisis técnico económico del
proyecto.
5.1. Evaluar el estudio financiero y
económico
5.2. Cuantificar la inversión necesaria
para la implementación del proyecto
Elaboración Propia
7

8. 1.5 JUSTIFICACIÓN
1.5.1 Justificación Técnica
Este proyecto se justifica técnicamente, por el aporte al sector de gas del área
productiva en el bloque Caipipendi, al mismo tiempo el hacer uso de todos los
conocimientos y bases, nos llevara a determinar una opinión concluyente, con
respecto a la respuesta de la conexión del pozo Huacaya con la planta Margarita.
1.5.2 Justificación Económica
Con una adecuada planificación y ejecución, se podrá llevar a cabo el lineado de
pozo Huacaya a pozo MGR-4, en el cual tendrá una conexión directa que llevara a
la planta Margarita, con una evaluación técnica se tendrá el incremento de los
caudales de producción.
1.5.3 Justificación Ambiental
Para tener las condiciones óptimas del desarrollo de lineado del pozo Huacaya, se
tiene que tener en cuenta las normas ambientales para poder minimizar el riesgo de
impacto ambiental, dentro de las normas de la ley 1333 de Medio Ambiente.
1.5.4 Justificación Social
Este proyecto beneficiará de manera directa a las comunidades de Margarita, Palos
Blancos, y otras que se encuentran en la región del Campo Margarita, ya que al
haber un incremento en la producción de hidrocarburos, se dará más recursos
económicos por Regalías y otros impuestos.
8

9. 1.6 ALCANCE
1.6.1 Alcance Temático
Área de la Investigación: Producción Petrolera
Tema Especifico: Evaluación de Planta Margarita con pozo Huacaya
Dentro de este tema especifico de la evaluación del pozo Huacaya con la planta
Margarita, el presente estudio está enfocado en cuantificar el incremento de
producción de planta Margarita, debido a la conexión del pozo Huacaya.
1.6.2 Alcance Geográfico
Este proyecto se lleva a cabo en los departamentos de Tarija y Chuquisaca, que
pertenece a Bloque Caipipendi, donde la producción de dichos pozos proviene de la
formación Huamampampa (H1) y Huamampampa (H2).
FIGURA 1.3: Ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya
Fuente: (WWW-04)
En la Figura 1.3 ubicación de pozos Margarita y pozo Huacaya, se muestra la
ubicación y posición de los pozos y la falla Ivoca
1.6.3 Alcance Temporal
9

10. Se estima que el tiempo de elaboración del presente proyecto tendrá la duración del
mes de febrero hasta el mes de agosto del año 2010.
1.6.4 Alcance Institucional
La aplicación de la investigación, será de utilidad para la empresa operadora
REPSOL YPF, empresa responsable del Bloque Caipipendi.
1.7 HIPÓTESIS
La aplicación de un tendido de ducto, permitirá mejorar los volúmenes de producción
de la planta Margarita, con el aporte del pozo Huacaya.
1.7.1 Análisis de Variables
Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto
Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado.
1.7.2 Definición de Variables
Variable Independiente: La aplicación del tendido del lineado del ducto se basa a la
producción del pozo Huacaya, para poder incrementar los volúmenes de
condensado.
Variable Dependiente: Incrementar la producción de condensado, para la planta
Margarita, abasteciendo a los mercados externos e internos.
1.7.3 Operación de las Variables
CUADRO 1.2: Operativizaciòn de las Variables
VARIABLES COMPONENTES INDICADOR
1. La aplicación del
tendido del lineado del
ducto.
1.1. Determinar los
caudales de
producción en
planta Margarita.
1.2. Análisis de
producción del pozo
Huacaya
1.1.1. Volumen In Situ
(Barriles de
condensado)
1.2.1. Volumen de
condensado producido
diariamente
(Barriles/día)
2. Mejorar los volúmenes
de producción
2.1. Conexión del pozo
Huacaya a planta
Margarita
2.1.1. Calculo de caudal de
ingreso a planta
2.2.1. Volumen de producción
10

11. 2.2. Aumento de
producción de
planta Margarita
diaria
Elaboración Propia
1.8 MATRIZ DE CONSISTENCIA
CUADRO 1.3: Matriz de Consistencia
PROBLEMA OBJETIVO HIPÓTESIS
Elaboración Propia
11
La baja relación
gas/petróleo
tiende a una
disminución de
los volúmenes de
producción de los
pozos MGT X-1 y
MGT X-4,
La baja relación
gas/petróleo
tiende a una
disminución de
los volúmenes de
producción de los
pozos MGT X-1 y
MGT X-4,
Aplicar el tendido
de línea de ducto
para maximizar
los caudales de
producción de la
planta Margarita
Aplicar el tendido
de línea de ducto
para maximizar
los caudales de
producción de la
planta Margarita
Al hacer la
aplicación de un
tendido de línea de
ducto del pozo
Huacaya a la planta
Margarita.
Al hacer la
aplicación de un
tendido de línea de
ducto del pozo
Huacaya a la planta
Margarita.
Provoca
1333, 2006.
Para Permitirá
La disminución de
volumen de
producción de
planta Margarita
La disminución de
volumen de
producción de
planta Margarita
Maximizar los
caudales de
producción.
Maximizar los
caudales de
producción.
Aumentar los
volúmenes de
condensado en la
planta Margarita
Aumentar los
volúmenes de
condensado en la
planta Margarita

12. 1.9 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÒN
CUADRO 1.4: Diseño de la Investigación
OBJETIVO
ESPECÍFICO
ACCIONES
FUNDAMENTO
TEÓRICO
INSTRUMENTO
1. Evaluación del
estado actual de
producción del
pozo Huacaya
1.2. Realizar un
análisis del
comportamiento
de la presión del
pozo Huacaya
Reservorio
 Datos de
producción del
pozo
2. Determinación
de la calidad de
producción gas -
condensado
2.2. Analizar el
comportamiento
de producción de
planta
2.3. Observar el
historial de
eventos de la
producción de
planta Margarita
Producción
 Investigación
Documental
 Registro de la
producción del
campo
3. Determinación
del tiempo de
producción de la
Planta Margarita
3.1. Proyectar la
tendencia de la
producción del
pozo Huacaya
3.2. Comparar los
volúmenes de los
caudales del pozo
con la planta
Producción
 Datos de la
producción de
planta Margarita
12

13. 4. Implementación del
tendido de ducto
del pozo Huacaya,
para incrementar los
volúmenes de
producción de la
planta Margarita.
4.1. Proyectar la
tendencia de la
producción a lo
largo del tiempo
Reservorio
 Datos de
producción de
los pozos
5. Análisis técnico
económico del
proyecto
5.1 Evaluar el estudio
financiero y
económico
5.2 Cuantificar la
inversión necesaria
para la
implementación del
proyecto
Formulación y
Evaluación de
Proyecto
 Investigación
Documental
 Formulas
matemáticas
Elaboración Propia.
13

14. CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO
2.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
La solución de cualquier problema de las propiedades de los fluidos en cuestión, se
puede dar con los valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su
flujo, principalmente la viscosidad, peso específico, porosidad, permeabilidad,
saturación, mojabilidad y capilaridad.
2.1.1 Viscosidad
La viscosidad, expresa la facilidad que tiene un líquido para fluir cuando se le aplica
una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la
viscosidad absoluta de los fluidos; es una medida de su resistencia al deslizamiento
o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en
comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación
con el agua. Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para
expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas,
cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las formulas.
2.1.2 Porosidad
Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa
la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.
La porosidad es el volumen de los espacios vacios de la roca y define la posibilidad
de ésta, de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje
de volumen de poros, respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).
Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a
los espacios interconectados, es decir, el volumen de poros susceptibles de ser
ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado
con el de permeabilidad. (BIRNER 1997)
2.1.3 Permeabilidad
Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que
indica si un yacimiento es, o no, de buenas características productoras. (BIRNER
1997)
14
(2,1)

15. 2.1.4 Mojabilidad
Se define mojabilidad, como la capacidad que posee un líquido para esparcirse
sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la
superficie sólida. (BIRNER 1997)
2.1.5 Capilaridad
La capilaridad, es la cualidad que posee una sustancia para absorber un líquido.
Sucede cuando las fuerzas intermoleculares adhesivas entre el líquido y el sólido,
son mayores que las fuerzas intermoleculares cohesivas del líquido. (BIRNER 1997)
2.1.6 Razón de movilidad del fluido en el reservorio
La razón de movilidad del fluido en el reservorio se produce por la migración del
petróleo o gas mediante fisuras o fallas que se pueden presentar en la formación,
para saber la razón de movilidad del fluido se obtiene la siguiente ecuación.
Donde:
M= razón de Movilidad.
Koil= Permeabilidad de petróleo.
μoil=Viscosidad de petróleo.
Kgas= Permeabilidad de gas
μgas= Viscosidad de gas
2.1.6.1 Gravedad especifica
Este método se basa principio del volumen constante y la variación de la
temperatura, la cual disminuye la masa y por ende la densidad que es obtenida a
través de un proceso. Este consiste en tomar una sustancia determinada y
someterla a diferentes temperaturas, y mantener un volumen constante empleando
15
(2.2)

16. distintas masas, esto tiene una base en la ley de volúmenes constantes. Donde se
obtiene con la siguiente ecuación.
2.1.6.2 Zona de transición petróleo-agua
Un yacimiento que contenga agua e hidrocarburo, la saturación varía desde el 100%
de agua hasta una máxima saturación de petróleo (saturación de agua irreducible.
Existe una zona de transición entre estos dos extremos, esta zona puede ser larga
en formaciones de baja permeabilidad o corta para formaciones permeables y
porosas. En un yacimiento hidrófilo (la mayoría de los yacimientos petrolíferos son
de este tipo) el agua que es la fase mojante, recubre las paredes de los poros y en
los canales de flujo más pequeños solo habrá desplazamiento de agua. El petróleo
tiende a desplazarse por los canales de flujo más grande (ofrece menor resistencia).
La tensión superficial de la zona de contacto entre el petróleo y el agua causa que la
presión dentro de los glóbulos en los poros donde tiende a acumularse el petróleo
sea mayor que en el agua. Esta diferencia de presión se define como presión capilar
la cual puede definirse en una forma más formal como la diferencia de presión a
través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se pone en
contacto en un medio poroso. La relación entre presión capilar y la fricción del
espacio poroso que contiene agua o gas depende del tamaño de los poros, de su
distribución dentro de la roca y la naturaleza de los fluidos que están involucrados.
Los cálculos se obtienen con la siguiente ecuación.
Donde las ecuaciones de 2,4 y 2,5 se realizan la transición de agua petróleo
16
(2,3)
(2,4)
(2,5)
(2,6)

17. Donde:
h= es la altura de transición agua-condensado.
144= constante.
Pc= Presión capilar.
ρw= densidad de agua.
ρo= densidad de petróleo.
Pcr= Presión capilar de reservorio.
Pcl= Presión capilar de laboratorio.
= Tensión interfacial del reservorio.
= Tensión interfacial de laboratorio.
2.1.7 Efectos del tiempo y uso en la fricción de tuberías
Las perdidas por fricción en tuberías son muy sensibles a los cambios de diámetro y
rugosidad de las paredes. Para un caudal determinado y un factor de fricción fijo, la
perdida de presión por metro de tubería varia inversamente a la quinta potencia del
diámetro. Por ejemplo, si se reduce en 2% el diámetro, causa un incremento en la
perdida de presión del 11%; a su vez, una reducción del 5% produce un incremento
del 29%. En muchos servicios, el interior de la tubería se va incrustando con
cascarilla, tierra y otros materiales extraños; luego es una práctica prudente dar
margen para reducciones del diámetro de paso. La rugosidad de las tuberías puede
incrementar al pasar del tiempo y el uso debido a la corrosión pérdidas por fricción o
incrustación. (CRANE)
2.1.7.1 Principios del flujo de fluidos compresibles en tuberías
La determinación exacta de la pérdida de presión de un flujo compresible que circula
por una tubería; requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen
específico; esto no es fácil de determinar para cada problema particular. Los casos
extremos considerados normalmente son el flujo adiabático y el flujo isotérmico.
El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías cortas y bien aisladas; esto es
debido a que no se transfiere calor desde o hacia la tubería, excepto la pequeña
cantidad de calor que se produce por fricción que se añade al flujo.
17

18. El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante se considera que ocurre muy a
menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad
de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las
tuberías de gas natural. Dodge y Thompson demuestran que el flujo de gas en
tuberías aisladas está muy cerca del flujo isotérmico para presiones muy altas.
2.2 CLASIFICACIÓN DE RESERVORIO
El petróleo y el gas natural no se encuentra en cavernas o bolsones, sino
impregnados en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En
consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí,
llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas del mismo modo que
una esponja contiene agua.
Si bien un reservorio puede tener todas las condiciones de acumulación o trampa,
para almacenar ingentes volúmenes de hidrocarburos, su valor e importancia
comercial no tendría significado, sino reúne fundamentalmente las condiciones que
garanticen un flujo y drenaje del petróleo acumulado, hacia los pozos a ser
perforados. O sea el petróleo o gas almacenado, deja de tener valor si no hay una
forma de extraerlo con alta eficiencia y a bajo costo.
Las condiciones básicas corresponden a buenas facilidades de flujo de la arenisca
(alta permeabilidad y continuidad de los sedimentos), así como un elevado
diferencial de presión (entre la presión del reservorio y la presión en el fondo del
pozo), a las cuales se adicionan los efectos de capilaridad y capacidad de transporte
del gas.(HAWKINS -1968).
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se
encuentra dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua generalmente, pero no
siempre; puede haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete
gasífero. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera
abajo, petrolífera al medio y gasífera en la parte superior.
2.2.1 Naturaleza de flujo en Yacimiento
Toda prueba de presión involucra la producción (o inyección), ya que la respuesta de
presión es afectada por la naturaleza del flujo alrededor del pozo en estudio.
2.2.2 Gas
El gas de la formación o gas natural, contiene típicamente 0.6 a 0.8 mol de metano
con hidrocarburo C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede contener
18

19. impurezas de nitrógeno, dióxido de carbono o sulfuro de hidrogeno. Los dos últimos
son corrosivos en presencia de agua. El sulfuro de hidrogeno es, además venenoso.
Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6, son
sencillos de realizar ya sea por destilación fraccional a baja temperatura, por
espectroscopia de masa o por cromatografía. (BIRNER 1997)
La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica del gas
respecto de la del aire a igual temperatura. Esta medición se realiza siempre en el
yacimiento. Los hidrocarburos de los reservorios se agrupan de acuerdo a estas
tres clasificaciones:
El gas seco se presenta en el reservorio totalmente en fase gaseosa durante toda la
explotación y no produce hidrocarburo líquido en superficie.
El gas húmedo también permanece a la fase gaseosa en el yacimiento, pero puede
formar hidrocarburo líquido en superficie.
El gas condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales, antes
de ser producido. Sin embargo, al disminuir la presión del reservorio presenta un
compartimiento anormal: la condensación retrógrada, que forma un petróleo líquido
liviano.
2.2.3 Propiedades de los gases
Un gas se comporta como ideal, cuando pueden despreciarse los volúmenes
ocupados por sus moléculas y las atracciones intermoleculares (BIDNER, 1997)
CUADRO 2.1: Valores de la constante universal de los gases
Valores de la constante universal de los gases
Moles Presión Volumen Temperatura R
lbm psi ft3 º R 10,73 psi.ft3/lbm. ºR
lbm atm ft3 º R 0,729 atm.ft3/lbm.ºR
Kg Pa m3 ºK 8312 Pa.m3/kg.k
Kg atm m3 ºK 82,05*10^-3 atm.m3/kg.k
Fuente:(BIDNER, 1997)
En el Cuadro 2.1 podemos observar los valores universales de los gases como ser:
temperatura, volumen, moles y presión.
2.2.3.1 Gas Natural
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos con un propósito energético, su
composición no aparece únicamente los hidrocarburos si no también las impurezas,
como el agua, dióxido de carbono y el sulfuro de hidrogeno. Adicionalmente, el
personal que trabaja en este tipo de operaciones debe vigilar la presencia de arena,
que produce la erosión. Las parafinas y los asfaltenos se depositan y crean
19

20. problemas. Cuando el agua está en forma líquida y en presencia de sulfuro de
hidrógeno (H2S), forma ácidos que corroen las instalaciones (MARTINEZ, 1998).
CUADRO 2.2: Calculo de la temperatura y presión pseudocrítica del gas natural
Calculo de la temperatura y presión pseudocritica de un gas natural
Componentes
Fracción
molar
Peso
molecular
Temperatura
crítica yi Tci
Presión
crítica yi Pci
yi Mi Tci, °R °R Pci, psia psia
CH4 0.827 16 344 284 673 557
C2H4 0.085 30.1 550 47 709 60
C3H8 0.047 44.1 666 31 617 29
i-C4H10 0.009 58.1 735 7 529 5
n-C4H10 0.015 58.1 765 11 551 8
i-C5H12 0.006 72.1 829 5 482 3
n-C5H12 0.004 72.1 845 3 485 2
C6+ 0.007 86.2 914 6 437 3
(*) considerando propiedades del hetano Tpc = 349 Ppc = 667
Fuente: (BIDNER, 1997)
Por eso para la mezcla de hidrocarburo, las constantes pseudocríticas se
correlacionan con el peso molecular y consecuentemente con la densidad del gas.
2.2.3.2 Gas Condensado
Algunas mezclas de hidrocarburo se presentan en la naturaleza en condiciones de
temperatura y presión situadas por encima del punto crítico. Se clasifica como gas
condensado y presenta un comportamiento de fases anormal. Cuando la presión
disminuye, en vez de expandirse o vaporizarse, tienden a condensarse. (BIDNER
1997)
La producción de gas condensado puede considerarse una fase intermedia entre
petróleo y gas. Los yacimientos petrolíferos tienen un contenido de gas disuelto que
varía desde cero a unos pocos miles de pies cúbicos de gas a condiciones
normales; por consiguiente una pequeña cantidad de hidrocarburo líquido se obtiene
en los separadores en superficie.
20

21. Pueden definirse los yacimientos de condensado de gas como aquellos que
producen líquidos de color pálido o incoloro, con gravedades por encima de 45° API
y razones de gas – petróleo en el intervalo 5000 a 100.000 PCS/bl (HAWKINS,
1968).
2.2.3.3 Gas Húmedo
Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura
cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios, estos
no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie, en el separador
como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas
más pesadas, originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose
parte de este gas en líquido (BIRNER, 1997).
2.2.3.4 Gas Seco
Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricondentermica y
están constituidos mayormente por metano, con rastros de hidrocarburos superiores,
que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y
a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del
tanque de almacén está representada por el punto (BIRNER, 1997).
21

22. 2.3 ESTUDIO DE LA FORMACIÓN HUAMAMPAMPA
2.3.1 Estratigrafía Secuencial de las formaciones de Silúrico- Devónico en un
área exploratoria de la faja Sub-Andina, Bolivia
Las arcillitas de la formación Los Monos representa la roca madre y sello en el área;
para la formación Huamampampa subyacente que constituye el reservorio principal.
El estudio realizado para las formaciones del intervalo Silúrico- Devónico mediante el
análisis de la estratigrafía secuencial, ha brindado datos importantes como disminuir
la incertidumbre exploratoria de la principal roca reservorio, como lo es la Formación
Huamampampa.
En el área de estudio, fueron pocos los pozos que lograron atravesar completamente
la Formación Huamampampa, que es considerada el reservorio principal del
Subandino Sur.
2.3.2 Devónico
La sedimentación del Silúrico y Devónico está organizada en tres superciclos, cada
una comienza con una formación arcillosa y termina con alternancia de arenisca y
arcillitas:
Superciclo Cinco Piachos con las formaciones Kirusillas, Tarabuco, Chululuyoj y
Santa Rosa; Wenlockiano – Praquiano Temprano.
Superciclo Las Pavas con las formaciones Icla y Huamampampa; praguino
Temprano – Givetiano Temprano.
Superciclo Aguarague con las formaciones los Monos e Iquire; Givetiano Temprano
Frasniano.
En lo que respecta al sello, dentro de la columna litológica general se tienen varias
formaciones lutiticas que cumplen con esta condición. Como la principal tenemos a
la formación Los Monos que suprayace al reservorio Huamampampa. Lo expuesto,
nos demuestra que las estructuras ubicadas dentro del área de influencia tienen alto
potencial hidrocarburo, comprobado por la producción actual de gas y condensado
de los megos campos San Alberto, Sábalo, Margarita y otros campos menores. Sin
22

23. embargo, es importante, la exhaustiva evaluación de los prospectos para que la
perforación tenga éxito y permita descubierto de nuevos campos.
Observando panorámicamente el Sub-andino Sur, se puede apreciar una serie de
serranías orientadas Norte-Sur, que constituyen lineamientos estructurales
principales, en los cuales se desarrollan numerosas culminaciones individuales, que
podrían llegar a ser estructuras potenciales. (RAMIREZ, 2005).
FIGURA 2.1: Columna litológica
Fuente: (Ramírez 2005).
En la FIGURA 2.2 se puede observar la columna litológica de la sedimentación del
Devónico y las formaciones que pertenecen.
2.3.2.1 Estructura del reservorio
El campo Margarita produce de reservorio Huamampampa (reservorio de devónico)
de tres arenas distintas. Los reservorios del devónico de sur-este de Bolivia y nor-
este argentino se caracteriza por su complejidad, en donde las fuerzas de
23

24. compresión aplicadas durante el Terciario y el Mesozoico resultaron ser la
constructora de la cordillera de los Andes; de causar el plegamiento y fallamiento de
formaciones pronunciados que son conocidos como la faja Sub Andina.
Los estratos sedimentarios en los anticlinales, incluyen a las formaciones
Huamampampa, Icla y Santa Rosa, presente como reservorios potenciales de
hidrocarburos, que están moderadamente plegados a lo largo de los bloques
levantados de las múltiples fallas. El sello reservorio es provisto por la formación Los
Monos, la cual está constituida mayormente de lutitas. Las fuerzas tectónicas
aplicadas en la formación, han dado como resultado la presencia de múltiples
estratos fallados que se encuentran amontonados en una parte de la estructura. Se
ha identificado la presencia de gas condensado en niveles arenoso Huamampampa
(H1) y Huamampampa (H2).
FIGURA 2.2:
Mapa isópaco
del reservorio
Huamampampa
Fuente: (Repsol YPF 2008)
Desde el punto de vista de producción de gas y condensado, los reservorios
principales en el Subandino sur, son las formaciones Santa Rosa, Icla y
24

25. Huamampampa, siendo esta última la mayor productora en los mega campos de
Margarita Sábalo y San Alberto.
2.3.2.2 Descripción Geológica del Reservorio.
Como se menciono anteriormente, el campo Margarita produce de la formación
Huamampampa, que es un reservorio del Devónico, litológicamente conformado por
areniscas de grano medio a fino, de color gris olivo a gris oscuro, micáceas, duras,
compactas, con algunos niveles de bioturbación, estratificadas en bancos de 2 – 4
metros de espesor. Se intercalan con niveles de limolitas, que corresponde con
lutitas del mismo color, que corresponde a una secuencia de plataforma marina y
delta programarte (REPSOL YPF 2008)
FIGURA 2.3: Modelo de estructuras
Fuente: (Repsol YPF 2008)
En la FIGURA 2.3 se puede observar que el pozo Margarita X-4 se encuentra
ubicado en la formación Huamampampa en la arena Huamampampa 1.
Las características geológicas del campo se describen como complejas, debido a la
naturaleza del reservorio de donde produce, que fue depositada durante el
devónico bajo un medio ambiente marino – deltaico. El espesor de los paquetes de
arenisca en el reservorio es considerado casi constante (estudio sísmico presentan
25

26. aproximadamente 180 metros de espesor promedio de cada arena). El reservorio
presenta una variedad de fósiles como por ejemplo; el palinomorfo Evita Somieri que
se encuentra presente en los recortes que se obtuvieron durante la perforación,
contribuyendo al análisis petrofísico y la correlación entre pozos, porque este
palinomorfo se presenta en algunas arenas mientras que en otras no.
2.3.2.3 Caracterización de las Fracturas
Durante el proceso de Diagénesis, el sistema de porosidad primaria fue
prácticamente destruida por las fuerzas tectónicas. Subsecuentemente en el
plegamiento de los estratos durante la orogénesis andina se desarrollo un sistema
extenso de porosidad secundaria, compuesto principalmente por fracturas y micro
fracturas.
Se describen algunas conclusiones de estudio específicos realizados, concernientes
a la distribución de fracturas en el reservorio Huamampampa.
a) Los estudios y afloramiento acerca de las fracturas y fallas en la formación
Huamampampa, claramente indica lo siguiente:
• Las fracturas principales cruzan todo el reservorio
• Las fracturas pequeñas han sido descartadas por la presencia de cuerpos de
lutitas y otras fracturas mayores
• La fracturación es más intensa en la cresta del reservorio
• La fracturación es menos intensa en los flancos del reservorio
• La fracturación es disminuida en aéreas reducidas como en curvatura
• Los paquetes de arena más gruesos, son menos fracturados que los paquetes
más delgados plegados en forma cruzada (REPSOL YPF 2006)
2.3.2.4 Estratigrafía
Las dos areniscas del reservorio Huamampampa, han sido divididas en tres estratos
cada una, en un ciclo entero de deposición de sedimentación como los análisis de
registros eléctricos realizados.
a) Arenisca Superior
Los registros eléctricos indican que esta compuesta por arenisca limpia, que tiene
buena permeabilidad vertical y fracturas que permiten la comunicación con otros
cuerpos de areniscas a través de lutitas.
b) Arenisca Intermedia
26

27. Los registros sugieren que está compuesta por arenisca limpia, la parte superior de
la arenisca puede eventualmente estar sujeta a inundarse con agua en caso de que
el acuífero se active por su buena permeabilidad.
c) Arenisca Inferior
Este cuerpo aparenta ser mucho más sucia que las otras dos areniscas. Los
núcleos analizados indican que está compuesta por areniscas micáceas, limpias
separadas por delgadas de lutitas plegadas.
2.3.3 Formación Huamampampa
La Formación Huamampampa, se compone de un paquete sedimentario de unos
350 a 400 metros de espesor, donde se intercalan cuerpos de areniscas cuarciticas
de grano fino de buena selección y limolitas grises compactas. Según Di Marco
(2005), se depositan en forma concordante y transicional sobre la Formación Icla. La
describe como areniscas fosilíferas, de grano fino a medio, localmente onduladas
con estratificación cruzada, de color gris verdoso que representa la continuación del
sistema de alto nivel, en la parte superior de la formación Icla. Se ubica un hiato,
entre la Formación Icla y la formación Huamampampa que representa el Eifeliano
Temprano; el cambio brusco observando en los pozos entre las dos formaciones
podría marca este evento.
Los registros de los pozos Q y N nos confirman estas observaciones; en el pozo Q,
en el tope la Formación Icla se determina una capa homogénea, muy arcillosa de un
espesor de cien metros. La base de la formación Huamampampa está representada
por 40m de areniscas limpias, con un contacto brusco entre las dos que marca una
superficie de erosión.
En el pozo N, la transición es mas progresiva, el volumen de las arcillas disminuye
progresivamente hacia arriba, pero el cambio entre las dos formaciones está bien
marcada por la aparición de cerca 60 m de areniscas limpias a la base de la
Formación Huamampampa a 4070 metros de profundidad.
La formación Huamampampa está constituida de cinco secuencias de tercer orden
en el pozo Q, que comienzan con un intervalo arcilloso, el volumen de las arenas
aumenta progresivamente hacia arriba. Los límites de las secuencias corresponden
a los marcadores HUA-B a HUA-F. Sus espesores varían entre 60 y 120 m (LAYA,
2006).
27

28. Parecería posible que la formación Huamampampa incluya dos ciclos sedimentarios,
la primera perteneciendo a los depósitos de bajo nivel con las secuencias grano
creciente de su base y el segundo el intervalo transgresivo de la formación Los
Monos, con aumento progresivo del volumen de las arcillas.
La Formación Huamampampa esta divida en dos partes, Huamampampa (H1) y
Huamampampa (H2), por que en la misma formación se encuentran las reservas de
gas y condensado, en el cual se realizaron los estudios respectivos y se llego a la
conclusión, que estas dos reservas se encuentran en la misma formación. En
Huamampampa (H1) se encuentran las reservas de gas y en Huamampampa (H2)
se encuentra la reserva de condensado.
28

29. 2.4 TIPOS DE VÁLVULAS Y ACCESORIOS EN SISTEMA DE TUBERÍA
2.4.1 Válvulas
La variedad de diseño de válvulas dificulta una clasificación completa. Si las válvulas
se clasifican según su resistencia que ofrece al flujo, como las válvulas de
compuerta, bola, macho y de mariposa, pertenecen al grupo de baja resistencia; las
que tiene un cambio en la dirección del flujo, como las válvulas de alta resistencia.
2.4.1.1 Válvula de seccionamiento
Los ductos deben considerar válvulas de seccionamiento para limitar el riesgo y
daño por rotura del ducto, las cuales deben proporcionar un sello seguro en ambos
extremos, independientes de la presión de la línea; así como facilitar el
mantenimiento del sistema. Dichas válvulas se deben instalar en lugares de fácil
acceso y protegerlas de daños o alteraciones. Así mismo, se debe considerar una
infraestructura para su fácil operación. La localización de las válvulas se hará
preferentemente en los lugares que por necesidad de operación sea conveniente
instalarse como:
a) En cada conexión ramal al ducto principal, de manera que su ubicación sea lo
más cercano a esta.
b) Antes y después de cruces con ríos, lagos o lagunas conforme al estudio de
riesgo.
c) Antes y después del cruce de fuentes de abastecimiento de agua para el
consumo humano
d) En caso de ductos de condición de líquidos con pendientes pronunciadas
(ascendentes o descendentes), y cerca de centros de población, debe prevenirse
el desalojo del contenido del ducto en caso de fuga, considerando la instalación
de válvulas de retención antes de las válvula de seccionamiento más próxima
corriente arriba o también instalar un mayor número de válvulas de
29

30. seccionamiento accionadas por actuador para una rápida operación. En cualquier
caso, la ubicación de las válvulas debe considerar la seguridad pública y no
rebasar con la carga hidrostática, la presión interna de diseño de la tubería y la
capacidad de presión de los componentes del ducto.
Asimismo, de optarse por la instalación de válvulas de retención, deben
considerarse los arreglos necesarios que permitan las corridas de diablos tanto de
limpieza como instrumentados de última generación.
2.4.1.2 Válvula Check (Retención)
Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección, señalada
en el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una
rotura de línea u otra situación que provoque la disminución de presión en la línea,
por debajo de la que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden
localizarse en el O’ ring o el asiento de la charnela (CURSO SENDA1998).
FIGURA 2.4: Válvula Check (Retención)
Fuente: Curso Senda
Figura 2.4 muestra un tipo de válvula muy utilizado, que se puede encontrar de
distintos modelos
2.4.1.3 Trampas de Diablos
30
Válvula Chek (Retención)

31. Se deben colocar trampas de diablos según se considere necesario para una
eficiente operación y mantenimiento del ducto. Se deben realizar análisis de
flexibilidad a las trampas de diablos, donde se determine el tipo de soporte y anclaje
así como su ubicación. Todas las trampas de diablo deben quedar con anclajes y
soportes adecuados para evitar que se transmitan esfuerzos originados por la
expansión y contracción de la tubería, a las instalaciones y equipos conectados.
También se debe construir cabezales colectores independientes donde se
interconectaran las líneas de desfogue provenientes de las trampas con válvulas de
bloqueo (compuertas) y de retención (chek), el gas debe desplazarse del cabezal
colector a un venteo, a un sistema cerrado o de manera independiente al quemador
de fosa de la instalación, en ambos casos se debe considerar la infraestructura
existente. (PEMEX1999)
2.4.2 Accesorios
Los acoplamientos o accesorios para conexión se clasifican en: de derivación,
reducción, ampliación y desviación. Los accesorios como tres cruces, codos con
salida lateral, pueden agruparse como accesorios de derivación. Los conectores de
reducción o ampliación son aquellos que cambian la superficie de paso del fluido. En
estas clase están las reducciones y los manguitos, los accesorios de desvió, curvas,
codos, curvas en U son los que cambian la dirección del fluido.
Se pueden combinar algunos de los accesorios de la clasificación general antes
mencionada. (CRANE1998)
Estos accesorios y válvulas son muy importantes describirlas, para la conexión en la
cual se va a realizar del pozo Huacaya hacia la planta Margarita, la ampliación de los
accesorios que se van a realizar del pozo Huacaya X1 hacia el pozo Margarita X4,
realizando una ampliación del diámetro del tendido de la tubería hacia un colector
para mandar el fluido hacia la planta Margarita.
31

32. 2.5 PROCESO DE LA PLANTA MARGARITA
2.5.1 Descripción del Proceso
Las líneas de producción de los pozo MGR-X1, MGR-X3 y MGR-4 llegan a un
colector en campo (Infield Header), de cual sale solamente una línea de producción
hacia la planta. El fluido llega al manifold en planta de 10” a una presión entre 1200
a 1500 psig, esto depende del volumen de gas que se está procesando, con una
temperatura 150°F. Dos válvulas automáticas control de presión (PV-V101 A/B)
reducen la presión de llegada a la presión a 1000 Psig (presión de planta), estas
válvulas trabajan en paralelo una es de 4” la PV-101A y de 3” la PV-101B lo que
debe garantizar el rango de presión especificado (1500 a 1000 Psig). Luego pasa
por un sistema de enfriamiento primario, compuesto por tres aero-enfriadores (AC-
101 A/B/C). El fluido sale a una temperatura de 92-95°F. Luego pasa al Slug-
Catcher, que es un sistema de tuberías en el que gas y líquido son acumulados y
separados en una primera instancia.
La fase líquida del Slug Catcher fluye al separador de flasheo de condensando (V-
102) y la fase gaseosa desde la cabecera del Slug catcher hacia el separador de alta
presión HP V-101 donde los líquidos adicionales son separados del gas.
2.5.2 Ingreso, separación y tratamiento del gas
2.5.2.1 Slug Catcher de Entrada SC-101
32

33. FIGURA 2.5: Sistema de recolección de la planta Margarita
Elaboración Propia
2.5.2.2 Enfriador de entrada de Condesado Gas/Gas (AC-101)
FIGURA 2.6: Enfriador de entrada de condensado Gas/Gas
Elaboración Propia
El enfriador de entrada es un intercambiador de calor Gas/Gas enfriado por aire, el
cual enfría el gas de la entrada aproximadamente 92-100°F. El enfriador tiene tres
motores, cada uno de los equipos con alta de vibración el cual es monitoreado en los
paneles de control (DCS). Indicadores de temperatura locales están montados en la
entrada y salida del enfriador. Aunque el estado de los motores no era indicado en
los P&ID está indicado en los paneles DCS.
El sistema consta con tres enfriadores A/B/C. El enfriador A es un cooler variable
quiere decir que se puede regular a una determina velocidad. Los enfriadores B/C
son fijos quiere decir que no se puede modificar la velocidad (REPSOL YPF 2008).
2.5.2.3 Slug
Catcher (SC-
101)
33

34. FIGURA 2.7: Slug Catcher
Elaboración propia
El Slug Catcher de entrada es un sistema de tuberías (arpa) y consta de 4
segmentos de tubería de 16”. Las tuberías múltiples son algunas veces llamadas
dedos. El depurador funciona como un dispositivo de separador de Vapor/Liquido y
como un dispositivo para amortiguar las variaciones de flujo causado por el
babeado. Los volúmenes de líquido de babaza son difíciles de determinar, en parte
porque hay menos de cuatro mecanismos identificables para la generación de
babaza. La babaza se puede formar como el resultado de formaciones de olas
interfaz gas-liquido en un flujo estratificado. Cuando las olas de líquido son
suficientemente grandes como para cubrir el diámetro del tubo, el flujo estratificado
se rompe y se forman la babaza también se puede formar como un resultado de
cambios de terreno, cambios en el rango de la entrada del flujo y tubería. Para
dimensionar el depurador, el tiempo de duración de las babazas de entrada debe ser
determinado. El depurador tiene dos cámaras. La primera cámara es para la
separación de vapor-liquido y ningún nivel líquido es mantenido en esta cámara. La
segunda cámara está dedicada a mantener los líquidos separados.
La salida de vapor de las tuberías múltiples es almacenada en una cabecera, y le
vapor luego fluye hacia el separador de producción H.P V-101. Los líquidos son
almacenados de forma similar en una cabecera y el nivel de líquido es controlada
por LIC-SC101 en el cual tiene una alarma de alto y bajo nivel que producirá el paro
de la planta si el set point es alcanzado (REPSOL YPF 2008).
34

35. DIAGRAMA DE AREA DE SEPARACION
SISTEMA DEW POINT.
2.5.2.4 Separador de Producción (V-101)
35

36. FIGURA 2.8: Separador de producción V-101
Elaboración propia
El gas proveniente de la cabecera del Slug Catcher ingresa la separador V-101, que
es un separador bifásico, donde los líquidos son separados. El nivel de líquido es
controlado por la válvula automática LIC-V01, la fase líquida fluye al separador de
baja (Flash) V-102. El gas sale de separador e ingresa la filtro coalescedor V-104. El
separador tiene una presión de trabajo de 1000 psig, está protegido de sobre
presión por dos válvula de seguridad PSV-V101 A/B. Además tiene un lazo de
control automático PIC-V101 que acciona la válvula LV-V101 en caso que la presión
supere el Set Point de trabajo del separador.
5.3.1 Filtro Coalescente de Entrada (V-104)
El filtro coalescente de entrada recibe gas de entrada del separador de producción
H.P. y recicla gas del compresor de reciclo. El filtro coalescente de entrada filtra
partículas sólidas en la corriente del gas pero su propósito primario es quitar niebla
líquida de hidrocarburo así minimizando la contaminación del TEG en la torre
contactora (y la espuma resultante).
Un señalizador local de presión diferencial del filtro coalescente (PDI-V104) está
ubicado en el dispositivo para monitorear la limpieza de los cartuchos cuando la
presión diferencial alcanza a los 10 psi los cartuchos deben ser reemplazados. El
filtro coalescente no debería ser by paseado por más tiempo que el necesario, ya
que esto causara la contaminación del trietilenglicol (TEG) en la torre contactora. El
nivel del líquido en el filtro está controlado por la válvula automática LV-V104 es
devuelto al separador de flasheo de condensado V-102. El filtro está protegido por
de la sobre presión por la válvula PSV-V104 la cual esta ajustada abrir a 1210 psi
(REPSOL YPF 2008). Luego el gas pasa a la torre contactora de glicol V-105 para la
deshidratación con el trietilenglicol.
36

37. FIGURA 2.12: Filtro coalescente
Elaboración propia
2.5.3.2 Torre contactora del TEG (V-105)
La función de la contactora es la deshidratación del gas para evitar la formación de
hidratos en el sistema frio al disminuir el contenido de agua a parámetros requeridos
para su transporte. La torre contactora tiene un indicador de presión diferencial (PDI-
V105) el cual monitorea por el panel de control (DCS). Un incremento en la presión
diferencial es generalmente una indicación de problemas internos de la columna
tales como espuma de anegación. El dispositivo está protegido por sobre presión por
la válvula (PSV-V105). La temperatura de gas de entrada de la torre se monitorea
por medio de TI-V105. La señal de este TI es alimentada al TDIC- 508 el cual
también monitorea TI-508 la temperatura de salida del enfriador de glicol. El nivel
de la contactora se controla por el lazo de control LIC-V105, el cual opera la válvula
LV-V105. LIC-V105 tiene alarmas de bajo y alto nivel de líquido, en caso de que le
nivel de líquido continue aumentando por encima del seteo se activará el switch
LSHH-V105 resultando en el paro de la bomba de circulación de glicol. Una vez
dehidratado el gas fluye al intercambiador gas/gas E-103.
FIGURA 2.13: Torre contactora V-105
Elaboración propia
37

38. 2.5.3.3 Intercambiador Gas/Gas (E-103)
El intercambiador Gas/Gas enfría el gas deshidratado de la temperatura de la torre a
medida que el gas residual del separador frió (V-106) es recalentado. La
temperatura de la carcaza y el lado del tubo son monitoreados por la sala de control
(DCS). La presión diferencial es monitoreada por un indicador de presión diferencial
del intercambiador (PDI-E103) (REPSOL YPF 2008).
La caída normal de presión a través del sector frió de la planta es aproximadamente
18 psi. El set point de la alarma de la presión es de 40 psi. Si la caída de presión
aumenta hasta el set point entonces la alarma anunciara. Esto generalmente es una
indicación de un problema en el sistema de deshidratación, el cual resulta en
formación de hidratos en los intercambiadores. El gas que sale del E-103 ingresa al
Chiller E-104.
FIGURA 2.14: Intercambiador Gas/Gas E-103
Elaboración propia
2.5.3.4 Chiller de gas (E-104)
El gas de entrada sale del intercambiador Gas/Gas E-103 y fluye así el Chiller,
donde es enfriado utilizando refrigeración con propano.
El gas de entrada entra al tubo lateral del Chiller, y el propano refrigerante entra a la
carcaza. La temperatura de salida de lado de la carcaza, son monitoreados por la
sala de control (DCS).
La temperatura de salida tiene una alarma de alta temperatura dicha temperatura es
detectada y controlada por el por la sala de control. Luego la corriente bifásica (gas +
líquido) existente en el E-103 pasa al separador frío V-106.
38

39. 2.5.3.5 Separador Frió V-106
Es un separador vertical bifásico que tiene la finalidad de separar la fase líquida
resultante de la condensación en el Chiller y el gas. El gas seco vuelve al
intercambiador gas/gas E-103 de donde sale a la succión de los compresores de
venta K-102 A/B y el líquido fluye al separador flash V-102.
El nivel de líquido de separador frió (V-106) está controlado por LIC-V106 que
acciona la válvula automática LV-V106. En caso que el nivel de líquido supere el
nivel de seteo en LIC-V106 se activará el switch de alto nivel LAHH-V106
ocasionando paro parcial de planta. La temperatura del separador V-106 es
monitoreada por TI-V106 el cual está equipado con alarmas de alta y baja
temperatura.
(Normas internacionales y normativas internas de la empresa conductora el gas y los
hidrocarburos se deben entregar con ciertas especificaciones (REPSOL YPF 2008).
• Punto de roció Gas Venta 32°F 640 psi
• Contenido de agua Gas Venta 7 (lb./ MMSCF)
Condición Límites
• Gas Venta 1770 psig 120°F
• Producto condensado 1400 psig 120°F
Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación de todos los licuables
de gas.)
39

40. FIGURA 2.15: Separador frio V-106
Elaboración propia
al calentar los hidrocarburos se puede prevenir obstrucciones por formación de
hidratos, también hacemos más fácil la fluidez del hidrocarburo disminuyendo su
viscosidad. El acondicionamiento es inevitable ya que el gas siempre viene con algo
de agua y gasolina condensada y hasta podría traer petróleo líquido, cuando los
separadores no son muy eficientes o bien tienen problemas de descarga. Por estar
todos estos elementos en estada gaseoso y se puede mezclar con el resto del gas
natural, pero a determinadas condiciones de presión y temperatura se podría
condensar y volver nuevamente a su estado liquido provocando esto problemas en
los venteos. (REPSOL YPF 2008).
El fluido que llega al área de separación está constituida por gas, petróleo y agua
(puede estar libre, integrados o emulsionados). En esta área habrá separadores
llamados de general o de grupo y un separador denominado de control o de prueba,
conectado a la línea de control. Por medio de este separador de prueba se podrá
evaluar la producción individual. A través del conjunto de separadores pasa toda la
producción de gas y líquido de la batería o planta y la salida de los mismo habrá
dispositivos de medición tanto de gas como de líquidos, los cuales se descargan en
forma separada. En la planta Margarita no hay separadores de producción y prueba,
todos ellos pueden funcionar para prueba o para producción.
Con la separación del fluido se puede tener conocimiento de cada fase, se puede
eliminar los fluidos no deseados, y podemos obviamente separar las partes del fluido
que nos interesa. El gas, por ejemplo se destina a la venta o sino para su uso interno
alimentado para los calentadores y motores. El agua se la puede utilizar para re-
inyección o se la puede desechar si contiene componentes perjudiciales para lo
equipos y cañerías. Y el petróleo se lo almacena y se lo bombea el oleoducto para
su venta.
Se debe tratar que las condiciones de operación de separación sean las óptimas. Se
procurar una temperatura adecuada para controlar la viscosidad del petróleo y
ayudar también al desprendimiento de burbujas de gas, y asi disminuir el tiempo de
resistencia. Se cuida también de no subir la mucho la presión, ya que a presiones
bajas ayudan a aumentar las diferencias de presiones entre la fase gaseosa y
liquida. Estos a la vez ayudan a la separación del gas libre con el gas disuelto.
40

41. El flujo de gas del decorador de entrada al separador de producción de H.P donde
los líquidos son separados. El separador tiene una presión de trabajo de 1000 psig,
está protegido de sobre presión por dos válvula de seguridad de presión, (PSV-
V101) y (PSV-V101A). Además PIC-V101 está ubicada en la línea del separador de
alta presión. Este controlador envía una señal a las válvulas de seguridad (PV-
V101A/B) para controlar la presión del set point.
El panel de control (DSC) monitorea las señales del separador de producción Tepic-
V101A/C. El separador está equipado con separador de tres niveles. El LIC-V101
tiene alarma de nivel de alta y baja. El nivel del separador tiene alarma de bajo-bajo
nivel. El TIC-V101, el cual está ubicado en la línea de vapor de separador producido
H.P. controles de temperatura de la entrada de gas de AC-101 variando la velocidad
de uno de los motores del ventilador por medio de un variador de frecuencia (VFD)
(REPSOL YPF 2008).
NOTA: COLOCAR DIAGRAMA COMPLETO DEL SISTEMA DEW POINT
a) Secciones de Separacion.
a.1) Etapa Primaria: en esta etapa se dispersan los fluidos de entrada ayudando a
su separación en diferentes densidades. Los elementos que pueden intervenir
pueden ser placas deflectoras, plato o difusor un distribuidor ciclónico.
a.2) Etapa Secundaria: en esta etapa se retiene la espuma, se separan las gotas
de líquido y se rectifica el flujo. Esta rectificación se hace a través del
coalescedor para los gases y a través del rompedor para la fase liquida.
a.3) Etapa Aglutinadora: Esta es la etapa de salida del gas donde se le quita las
últimas y más pequeñas gotas de líquido por medio del extractor de niebla.
a.4) Etapa Acumulación de Líquidos: Aquí se retienen los líquidos por gravedad y
se transporta a sus recintos de almacenamiento.
41

42. FIGURA 2.9: Etapas de la Separación
Fuente: (Martinez-2002)
SISTEMA DE ESTABILIZACION DE CONDENSADO.
Todos los Líquidos recuperador en planta son recibidos en el separador Flash V-
102.
2.5.2.5 Separador de Flasheo de Condensado (V-102)
El separador de flasheo de condensado es un separador trifásico, recibe el líquido
del: Slug Catcher SC-101, separador V-101, filtro coalescedor V-104, separador frió
V-106, depuradores de succión de compresores de venta K-102 A/B, filtro
coalescedor de la línea de descarga de compresores de venta V-107 y líquido del
depurador de segunda etapa del compresor reciclo K-101. El agua separada en este
dispositivo se envía al dispositivo desgasificador de agua V-703. El nivel de agua es
controlado por LIC-V102A el cual tiene alarmas de alto y bajo nivel. El alimento a la
torre estabilización es el condensado proveniente del separador de Flasheo V-102.
De esta corriente se separa el 30% de la misma para alimentar al reflujo de cabeza
(plato #1) y el 70% restante pasa por el intercambiador E-101 A/B antes de ingresar
a la parte media de la torre (plato # 13). En esta etapa la entrada esta con un TVR
50 aproximadamente y una temperatura de 67°F.
En este intercambiador líquido/líquido E-101, el flujo que ingresa se precalienta con
el condensado estabilizado que sale de Rehervidor E-102, con una temperatura de
300°F. Entonces el alimento entra a la torre con una temperatura de 230°F y es
regulado por una válvula controladora de nivel. El flujo proveniente del Reboiler sale
del intercambiador con una temperatura de 100°F y es enfriado aun más por el
42

43. Cooler AC-102. Luego el condensado estabilizado se dirige hacia el desgasificador
Gas Boot SA-176 de los tanques de almacenamiento TK-175 A/B/C, donde se
eliminan los livianos que hayan logrado escapar. La fase gaseosa del del sistema
de estabilización de la torre V-103 fluye a la primera etapa del compresor de reciclo
K-101, que es un compresor inter-etapas que comprime tanto los gases del
separador flash V-102 como los de cabeza de la V-103 y los devuelve al proceso en
planta.
FIGURA 2.10: Separador de flasheo de condensado NOTA: ESTA
FOTOGRAFIA NO CORRESPONDE AL V-102 SINO AL E-10.
Elaboración propia
2.5.5.6 Diagrama del Sistema de Estabilización
FIGURA 2.25: Sistema de estabilización
Fuente: Repsol YPF
43

44. La Torre Estabilizadora V-103 es un tipo de fraccionadota con o sin reflujo de
cabeza, la fuente de calor utilizada en el sistema proviene del sistema Hot-Oil que
utilizas un aceite térmico de alta temperatura. Por medio de la estabilización se logra
cumplir con la condición de TVR, y así cumplir con las especificaciones
contractuales de exportación del hidrocarburo. En el proceso que se sigue en una
torre, es el calentamiento del flujo, para lograr desprende los livianos y obtenemos el
líquido estabilizado del fondo de la torre.
a) Efecto Joule: NOTA: REUBICAR ESTA INFORMACION
El proceso de Joule-Thomson consiste en el paso desde un contenedor a presión
constante a otro a presión también constante y menor (Pf<Pi), de un gas a través
de un estrangulamiento o una pared porosa. El gas se expande adiabáticamente
en el paso de un contenedor a otro, y se produce una variación en su
temperatura. La variación de temperatura depende de las presiones, inicial y
final, y del gas utilizado. Está relacionada con la desviación del gas de su
comportamiento ideal.
dH TdS + Vdp
Dicha ecuación se utiliza para los cambios de temperatura que pueden desarrollarse
dentro del ingreso, separación y tratamiento del gas.
FIGURA 2.11: Sistema de estabilización de condensado
Fuente: (Repsol YPF)
El que sale del filtro coalescente fluye a la torre contactora de Glicol (V-105) donde
el agua contenida en el gas de entrada se reduce para impedir formación de hidratos
en la sección fría del proceso. De la torre contactora de glicol el gas fluye al
intercambiador gas/gas, (E-103) donde es enfriado a 45°F. El gas de entrada que es
una corriente de dos fases líquido- vapor fluye al chiller, (E-104) donde su
temperatura es reducida utilizando propano como refrigerante. El gas sale del chiller
aproximadamente 3.5°F. Del gas del chiller el gas fluye al separador frío (V-106),
donde el vapor y líquido son separados. El gas residual que deja el separador frío se
usa para enfriar el gas de entrada en el intercambiador gas/gas antes de ser re-
comprimido por los compresores de línea (K-102 A/B). El condensado líquido de
hidrocarburo, que deja el separador frío es calentado con propano refrigerante en el
44
(2.4)

45. sud-enfriador de refrigerante, (E-105), antes de fluir para el separador de flasheo de
condensado (REPSOL YPF 2008).
FIGURA 2.16: Diagrama del sistema refrigeración propano
2.5.4 Sistema de enfriamiento (circuito de propano)
El sistema de refrigeración del propano es un sistema del circuito cerrado, el cual
usa el calor latente de propano de vaporización para enfriar el gas de la entrada
fluyendo a través del chiller. A medida que el gas de entrada fluye a través del tubo
lateral del gas de chiller, el propano es vaporizado en el lado de la carcaza. Los
flujos vaporizados de propano fluyen de la carcaza del chiller depurador del
compresor de refrigerante, (V-203), donde cualquier líquido del refrigerante es
separador. El propano del depurador fluye a la succión del compresor de refrigerante
(K-201 A/B/C), donde la presión de propano del refrigerante es comprimida de 27
psig a 180-220 psig. El compresor descarga el propano comprimido al separador de
propano-aceite hidráulico (V-204 A/B/C) donde el aceite del lubricante del compresor
en el vapor del propano es removido y reciclado de regreso al sistema de aceite
lubricante del compresor. El vapor caliente de propano los compresores enfriado y
condensado por el sistema de coolers (AC-201) a una temperatura 133°F.
La temperatura de condensación tiene un efecto significativo en los caballos de
fuerza de compresión y los requisitos de condensación. Una temperatura de
condensación más baja reduce la presión de descarga del compresor. Esto resulta
de los requisitos inferiores de los caballos de fuerza por ejemplo a 189 psia el
45

46. propano puro condensara a una temperatura de 100°F mientras que a 244 psia
condensa a 120°F. A más baja temperatura de condensación más baja la presión de
descarga. El propano líquido condensado del condensador AC-201 fluye al receptor
de refrigerante (V-201) antes de ir al sub enfriador de refrigerante E-105 donde es
adicionalmente enfriado a una temperatura 66°F. La presión de propano sub
enfriado se reduce antes de entrar al Economizador (V-202).
El vapor del economizador fluye al chiller para completar el circuito de refrigeración.
El economizador y el sub enfriador son usados para optimizar la eficiencia del
sistema de refrigeración de propano. Ambas unidades ayudan a reducir el volumen
de propano líquido del refrigerante que es requerido después de la reducción de
presión en el chiller.
2.5.3.6 Diagrama del sistema de Refrigeración Propano
2.5.4.1 Depurador de succión del compresor refrigerante (V-203)
El depurador es un separador vertical con una presión de diseño de 250 psig. Este
separador está protegido de alta presión por la válvula PSV-203. Bajo la operación
normal, no debería haber líquido en este dispositivo. La presencia del líquido es una
indicación de condiciones anormales. El nivel de líquido depurador es monitoreado
46

47. por una válvula LAH-V203, lo cual alarma el punto seteado es alcanzado (REPSOL
YPF 2008).
FIGURA 2.17: Depurador de succión V-203
Elaboración propia
2.5.4.2 Compresores de refrigeración (K-201 A/B/C)
El compresor es una máquina que tiene por objetivo comprimir la presión de un
fluido mediante la disminución de su volumen. También se emplea para transportar
fluidos desde una zona de baja presión más elevada. Experimentalmente se ha
encontrado que la compresión se realiza de acuerdo a la siguiente ecuación:
Se trata por una transformación politropica
FIGURA2.18: Grafica de presión y temperatura
Fuente: Ciclo de compresión
En la figura se representa la transformación politrópicas desde la presión P1 a la
presión P2 en un diagrama P-V. Tambien se puede observar en la figura, que cuanto
mayor sea la presion final que se alcance en la compresión, mayor será la diferencia
de áreas correspondiente a la politropica y ala isotermica y por ello mayor el trabajo
47
(2,5)

48. que debe consumir. Por este motivo, cuando se necesita presiones elevadas, la
compresion se realiza en etapas, con un enfriamiento intermedio entre ellas.
El trabajo consumido por el compresor efectua la aspiracion del gas, la compresion y
el transporte hacia el almacenamiento o zona de alta presion.
FIGURA 2.19: Compresores de refrigeración
Elaboración propia
Es un compresor rotativo de tornillo accionado por un motor eléctrico. Cada unidad
se suministra paquetizada, con su propio tablero de mandos local. Los dos
compresores son diseñados para comprimir el refrigerante de una presión de
aproximadamente 25-30 psig hasta una presión aproximada de 220 psig. Los
vapores del chiller entrar a la succión del compresor, mientras los vapores del
economizador son comprimidos por la inter-etapa del compresor de propano K-201.
2.5.4.3 Acumulador de Refrigerante (V-201)
FIGURA 2.20: El aparato receptor refrigerante
Elaboración propia
Almacenado el refrigerante después de condensado por el enfriador. El aparato
receptor tiene una presión del diseño de 325 psig y está protegido por PSV-V201
(REPSOL YPF 2008).
48

49. 2.5.4.4 Economizador (V-202)
FIGURA 2.21: Economizador
Elaboración propia
La presión es monitoreada por PI-V202 la cual está equipada por una alarma de alta
presión si la presión aumenta por encima del seteo de alarma entonces PSV-V202
aliviara hacia el quemador.
2.5.5 Sistema de deshidratación (regeneración de glicol)
El trietilenglicol (TEG) rico deja la base de la torre contactora TEG. Torre contactora
(V-105). Como el TEG fluye a través del controlador del nivel experimenta una caída
de presión. La presión corriente aguas abajo de la válvula de control de nivel LIC-
V105 es aproximadamente 85 psi.
Después de la reducción de presión el TEG fluye al filtro de Glicol, (F-501 A/B)
donde las partículas sólidas son quitadas de la solución de TEG. Después de la
filtración el TEG fluye a un serpentín de la torre destiladora de sistema de
regeneración (V-502).
Mientras fluye por la serpentina el TEG es precalentado para luego ingresar al
tanque Flash V-501, donde se libera el gas existente en el glicol. Los vapores
generados son primordialmente CO2, agua y algunos hidrocarburos livianos, los
cuales pudieron haber sido absorbidos en el proceso. El gas del flasheo se envía al
quemador de alta presión FL--701. En el tanque de flasheo V-501, es un separador
de 3 fases. Donde los hidrocarburos líquidos recuperados que han sido absorbidos
en el proceso son separadores del TEG son enviados al Gas Boot SA-176. El TEG
rico del tanque entonces fluye al intercambiador “E-501”donde es precalentado por
cambio cruzado con TEG pobre caliente. Al pre calentador el TEG del tanque de
Flasheo del glicol entonces fluye al intercambiador, (E-501) donde es precalentado
por el cambio cruzado con TEG pobre caliente. El glicol rico vuelve a la torre
destiladora y desciende a traves de los empaque hacia el reboliler E-102.
49

50. Allí el agua es separada del glicol, el recalentador de glicol (E-502) provee el calor
para evaporar el agua del glicol. El vapor fluye hacia el condensador de vapor (AC-
502), donde es enfriado y la mayor parte del agua es condensada. La corriente luego
fluye hacia el acumulador de agua (V-503) para separación del vapor/ liquido. Del
acumulador de agua, el vapor fluye hacia el quemador de baja (FL-702). El liquido
(en su mayor parte es agua) del acumulador V-503 acumulador de agua fluye hacia
el sistema cerrado del tubo de desagüe para la eliminación V-702. El TEG pobre
caliente del recalentador de glicol fluye a través de una columna llamada columna
Stalh donde el gas residual es introducido en contracorriente para mejorar la
puereza del glicol. El TEG pobre luego fluye hacia el intercambiador de glicol E-101
para intercambiar calor con el TEG rico. Del intercambiador de glicol el TEG fluye
hacia el tanque de surgencia V-502 y luego para las bombas de circulación de glicol
(P-501 A/B) donde es bombeado a la presión de la torre contactora. El TEG luego
fluye hacia el enfriador de glicol (AC-501) donde es enfriado antes de entrar a la
torre contactora así completando el circuito. (REPSOL YPF).
NOTA INCLUIR DIAGRAMA DEL CIRCUITO DE GLICOL
2.5.5.1 Filtros de Glicol (F-501 A/B)
FIGURA 2.22: Filtro de glicol
Elaboración propia
El filtro quita partículas sólidas de glicol rico antes de entrar al destilador. Los
filtros están equipados con un indicador de presión diferencial, (PDI-F501) el cual
es un manómetro local. Los filtros 2 unidades de 100% están diseñados a fin de
que una unidad este en línea y la otra en reserva. Cuando la presión diferencial es
de 20 a 25 psi, el filtro de reserva se pondrá en línea.
50

51. 2.5.5.2 Tanque de Flasheo de Glicol (V-501)
Es un separador de tres fases horizontal. Los vapores de tanques de flasheo son
dirigidos al quemador de H.P. (alta presión) a través de regenerador (V501). La
presión del tanque es monitoreada por una válvula de control de nivel de liquido de
la torre contactora (LV-V105). Como se expreso anteriormente, es la mayor fuente
de sobre presión en este punto. Dos fases se separan de este tanque líquido de
hidrocarburo y glicol (REPSOL YPF 2008).
2.5.5.3 Intercambiador de Glicol.
FIGURA 2.23: Intercambiador de glicol
Elaboración propia
Intercambia calor por TIC-E502 a través de la apertura y cierre de TV-E502. TIC-
E502 tiene alarmas de alta y baja temperatura. Aceite caliente del sistema el aceite
es la fuente de calor (REPSOL YPF 2008).
2.5.5.4 Tanque de Surgencia
FIGURA 2.24: Tanque de Surgencia
Elaboración propia
Ninguno sistema de control está asociado al tanque de surgencia. El agregado de
glicol fresco en el sistema es una operación manual y dependerá de una serie de
factores, el volumen de gases que se deshidrato y temperatura de trabajo en lo alto
de la torre contactora (REPSOL YPF 2008).
51

52. 2.5.5.5 Variables de operación
Es de mucha importancia tener las características físicas de glicol. Como tener unas
presiones altas y temperaturas bajas.
a) Temperatura: Vemos que a alta temperatura y a presión constante vemos que
hay mayor eliminación de agua, por ebullición de la misma. Si elevamos así la
misma temperatura superara el retenedor de niebla, así desperdiciando el glicol
por su pérdida a través de descarga.
b) Presión: La presión mucho afecta a la viscosidad. A mayor viscosidad es menor
la eficiencia de los platos por lo mismo debe aumentase la velocidad del glicol.
c) Desecantes Líquidos: Un desecante líquido es cualquier líquido que remueve el
agua de otra sustancia cuando los dos se ponen en contacto. Los desencantes
líquidos más comunes usados en la industria de gas y petróleo son: Metanol,
etilinglicol y dietilinglicol y trietilenglicol. El metanol, etilinglicol y dietilinglicol son
comúnmente usados en sistemas de inyección como inhibidores de hidratos.
d) Trietilenglicol (TEG): Es preferido para utilizarse en las unidades de
deshidratación porque: Regenerado más fácilmente debido a su alto punto de
ebullición y otras propiedades físicas. Tiene una temperatura alta de
descomposición 404°F (207°C).
Tiene perdidas menores por vaporización que otros glicoles.
Tiene menores costos de capital y operación que otros sistemas de glicol
e) Concentración del Glicol: Mientras más seco es el glicol que ingresa en la torre
mejor será la deshidratación del gas. El grado de deshidratación del glicol
depende de las especificaciones del diseño de la planta de glicol.
f) Temperatura de Punto de Roció: La temperatura del punto de roció es la
temperatura a la cual el gas natural se satura con vapor de agua bajo cualquier
presión dada.
g) Presión del Gas de Entrada: En el rango de operación normal de la unidad de
deshidratación con glicol, la presión no es un factor crítico. Sin embargo es
importante notar a una temperatura constante, el gas puede contener agua
mientras la presión se reduce. Por lo tanto, el contenido de agua del gas de
entrada será mayor si la presión del gas es baja.
52

53. h) Reducción de las Perdidas de Glicol: La pérdida de glicol es un problema de
operación costoso. Las perdidas ocurren debido a la vaporización, arrastre y
fugas mecánicas.
• Sobrante con el gas de salida saliendo del contactor.
• Vaporización con el vapor de agua saliendo de la columna de destilación.
• Fugas en las conexiones de la bomba o de la tubería.
• Eliminación de hidrocarburos líquidos y/o gas del separador G-C-G.
Las condiciones que afectan la pérdida de glicol incluye:
• Alta temperatura en la parte alta de destilación
• La columna del contactor operando a excesivo caudal de gas.
• Espuma.
• Cambios rápidos en el caudal de gas.
2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA
En todas las empresas es necesario, en mayor o en menor medida, hacer frente a
inversiones sobre las que se vaya a basar la operativa del negocio. Por analizar la
viabilidad de una inversión puede entenderse el hecho de plantearnos si los ingresos
derivados de nuestro proyecto de negocio van a ser suficientes para hacer frente a
los compromisos adquiridos con los agentes que ponen dinero para financiarlo
(accionistas y terceros suministradores de financiación), y en qué medida ese
proyecto va a ser rentable.
La evaluación para analizar proyectos de inversión se basan normalmente en el
análisis de los ingresos y gastos relacionados con el proyecto, teniendo en cuenta
cuándo son efectivamente recibidos y entregados -es decir, en los flujos de caja
(cash flows) que se obtienen en dicho proyecto- con el fin de determinar si son
suficientes para soportar el servicio de la deuda anual (principal + intereses) y de
retribuir adecuadamente el capital aportado por los socios.
Para evaluar la viabilidad de un proyecto de inversión los indicadores más utilizados
por los expertos son: Valor actual neto, tasa interna de retorno, coeficiente beneficio
costo, y periodo de recuperación.
53

54. Estos indicadores de evaluación permiten dar una medida, más o menos ajustada,
de la rentabilidad que podemos obtener con el proyecto de inversión, antes de
ponerlo en marcha. También permiten compararlo con otros proyectos similares, y,
en su caso, realizar los cambios en el proyecto que se consideren oportunos para
hacerlo más rentable.
Por tanto este trabajo se basa en la evaluación desde el punto de vista empresarial
utilizando los indicadores antes mencionados, para una mejor toma de decisión.
Aunque es oportuno decir que para un mejor análisis se puede hacer también una
evaluación social, un análisis de sensibilidad u otros.
2.6.1 Valor Actual Neto (VAN)
Conocido bajo distintos nombres, es uno de los métodos más aceptados (por no
decir el que más).
Por Valor Actual Neto de una inversión se entiende la suma de los valores
actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del proyecto, deducido el
valor de la inversión inicial.
Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, el proyecto es rentable. Entre dos
o más proyectos, el más rentable es el que tenga un VAN más alto. Un VAN nulo
significa que la rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los fondos en él
invertidos en el mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento utilizada.
La única dificultad para hallar el VAN consiste en fijar el valor para la tasa de interés,
existiendo diferentes alternativas.
Como ejemplo de tasas de descuento (o de corte), indicamos las siguientes:
a) Tasa de descuento ajustada al riesgo = Interés que se puede obtener del dinero
en inversiones sin riesgo (deuda pública) + prima de riesgo).
b) Coste medio ponderado del capital empleado en el proyecto.
c) Coste de la deuda, si el proyecto se financia en su totalidad mediante préstamo o
capital ajeno.
d) Coste medio ponderado del capital empleado por la empresa.
e) Coste de oportunidad del dinero, entendiendo como tal el mejor uso alternativo,
incluyendo todas sus posibles utilizaciones.
54

55. La principal ventaja de este método es que al homogeneizar los flujos netos de Caja
a un mismo momento de tiempo (t=0), reduce a una unidad de medida común
cantidades de dinero generadas (o aportadas) en momentos de tiempo diferentes.
Además, admite introducir en los cálculos flujos de signo positivos y negativos
(entradas y salidas) en los diferentes momentos del horizonte temporal de la
inversión, sin que por ello se distorsione el significado del resultado final, como
puede suceder con la T.I.R.
Dado que el V.A.N. depende muy directamente de la tasa de actualización, el punto
débil de este método es la tasa utilizada para descontar el dinero (siempre
discutible). Sin embargo, a efectos de “homogeneización”, la tasa de interés elegida
hará su función indistintamente de cual haya sido el criterio para fijarla.
El V.A.N. también puede expresarse como un índice de rentabilidad, llamado Valor
neto actual relativo, expresado bajo la siguiente fórmula:
V.A.N. de la inversión/Inversión
o bien en forma de tasa (%):
V.A.N. de la inversión x100/Inversión
2.6.2 Tasa Interna de Rentabilidad (T.I.R.)
Se denomina Tasa Interna de Rentabilidad (T.I.R.) a la tasa de descuento que hace
que el Valor Actual Neto (V.A.N.) de una inversión sea igual a cero. (V.A.N. =0).
Este método considera que una inversión es aconsejable si la T.I.R. resultante es
igual o superior a la tasa exigida por el inversor, y entre varias alternativas, la más
conveniente será aquella que ofrezca una T.I.R. mayor.
Las críticas a este método parten en primer lugar de la dificultad del cálculo de la
T.I.R. (haciéndose generalmente por iteración), aunque las hojas de cálculo y las
calculadoras modernas (las llamadas financieras) han venido a solucionar este
problema de forma fácil.
También puede calcularse de forma relativamente sencilla por el método de
interpolación lineal.
Pero la más importante crítica del método (y principal defecto) es la inconsistencia
matemática de la T.I.R. cuando en un proyecto de inversión hay que efectuar otros
desembolsos, además de la inversión inicial, durante la vida útil del mismo, ya sea
debido a pérdidas del proyecto, o a nuevas inversiones adicionales.
55
(2,6)
(2,7)

56. La T.I.R. es un indicador de rentabilidad relativa del proyecto, por lo cual cuando se
hace una comparación de tasas de rentabilidad interna de dos proyectos no tiene en
cuenta la posible diferencia en las dimensiones de los mismos. Una gran inversión
con una T.I.R. baja puede tener un V.A.N. superior a un proyecto con una inversión
pequeña con una T.I.R. elevada.
2.6.3 Costos y Presupuestos
El estudio de la evaluación económica es la parte final de toda la secuencia de
análisis de factibilidad de un proyecto de investigación. Con este estudio se sabrá
que existe un mercado potencial atractivo; determinado en el lugar más adecuado
para la localización del proyecto y el tamaño adecuado, para este último, de acuerdo
con las restricciones del medio, se conocerá el proceso de producción, así como
todos los costos en los que se incurrió en la etapa productiva, y se habrá depositado
la inversión necesaria para poner en marcha el proyecto.
2.6.3.1 Costo
Se define costo como; que es la medida y valoración del consumo realizado o
previsto por la paliación racional de los factores para l obtención de un producto,
trabajo o servicio. (CONTABILIDAD ANALÍTICA, 1987)
2.6.3.2 Costos Fijos
Es de conocimiento general, que los costos varían de acuerdo con los cambios en el
volumen de producción. Los costos con respecto al volumen se clasifican como
variables, fijos y mixtos.
Los Costos Fijos son aquellos cuyo monto total no se modifica de acuerdo con la
actividad de producción. En otras palabras, se puede decir que los Costos Fijos
varían con el tiempo más que con la actividad; es decir, se presentarán durante un
periodo de tiempo aun cuando no haya alguna actividad de producción. (WWW-06)
2.6.3.3 Costos Variables
56

57. Es de conocimiento general, que los costos varían de acuerdo con los cambios en el
volumen de producción. Los costos con respecto al volumen se clasifican como
variables, fijos y mixtos. (WWW-07).
2.6.3.4 Presupuestos
Se le llama presupuesto al cálculo anticipado de los ingresos y gastos de una
actividad económica (personal, familiar, un negocio, una empresa, una oficina)
durante un período, por lo general en forma anual. (CONTABILIDAD ANALÍTICA,
1987).
2.6.3.5. Ingresos
Los ingresos, en términos económicos, hacen referencia a todas las entradas
económicas que recibe una persona, una familia, una empresa, una organización, un
gobierno, etc.
2.6.3.6. Egresos o Gasto
Se denomina gasto o egreso a la partida contable que disminuye el beneficio o
aumenta la pérdida de una entidad.
2.6.3.7. Utilidad
Después de haber restado los ingresos y egresos nos da la utilidad (WWW-08)
2.6.3.8 Flujo neto de Caja
Por Flujo neto de Caja, se entiende la suma de todos los cobros menos todos los
pagos efectuados durante la vida útil del proyecto de inversión. Está considerado
como el método más simple de todos, y de poca utilidad práctica.
Existe la variante de Flujo neto de Caja por unidad monetaria comprometida.
Formula:
Flujo neto de Caja/Inversión inicial
57
(2,8)

58. 58

59. CAPÍTULO 3 MARCO PRÁCTICO
3.1 EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE
PRODUCCIÓN DEL CAMPO MARGARITA
3.1.1. Producción de hidrocarburo de los pozos MGR-X3, MGR-X1, MGR-4.
La recolección de producción del campo, se la realiza con líneas de flujo de 8” que
recolectan la producción de los pozos MRG-X1, MRG-X3 y MRG-4, que se
interconectan en un colector, donde sale una línea troncal de 8” que lleva la
producción de los pozos hasta la Planta de Procesos (EPF).
La Planta recibe la producción de los pozos MRG-X1, MRG-X3 y MRG-4 (el pozo
MRG-X3 se encuentra cerrado en espera de intervención), la producción de todos
los pozos se mezclan en el colector, por lo cual la planta recibe un caudal igual a la
suma de los totales producidos. Los pozos cuentan con medidores tipo Venturi, que
no proporcionan resultados adecuados, esto muestra que no se cuentan con un
sistema de medición adecuada a nivel de producción de pozo individual.
La Planta Margarita procesa el gas, que se adecua a las condiciones de punto de
roció de acuerdo al contrato de venta con Brasil (32°F @ 640 psig).
El condensado y la gasolina obtenida en Planta Margarita, se envía mediante una
línea de evacuación de líquido de 6” (50 Km), al oleoducto de exportación de la
planta Sábalo operado por Petrobras, el cual se conecta con el oleoducto
Transredes en Villamontes.
3.1.2. Formas de contabilización de los Volúmenes de producción
Los volúmenes de producción del campo, se contabilizan en la Planta Margarita
tanto el gas como líquido; son líquidos totales que se obtienen de haber pasado en
planta todo el sistema de separación-estabilización, estos líquidos totales luego son
inyectados al oleoducto de 6” que va hacia la Planta Sábalo.
La gasolina que se obtiene de los reportes de producción, son volúmenes teóricos,
que son obtenidos al multiplicar el volumen de gas producido por la relación de
rendimiento Gas-Gasolina. Esta relación se la obtiene de la cromatografía que se
registra diariamente en la planta Margarita.
El volumen de condensado, se lo obtiene al hacer la diferencia entre el volumen de
líquido totales (real) menos el volumen de la gasolina (teórico).
59

60. Los líquidos totales son contabilizados en los tanques de almacenamiento de la
Planta Margarita, estos tanques tiene una capacidad de 16.000Bbl. El volumen de
gas que se contabiliza, es el gas que se obtiene de las dos etapas de separación: el
gas que se obtiene del separador de baja (V-102), adicionando también el gas que
proviene de la torre de estabilización de líquidos.
Para sistema de contabilización de volúmenes de gas en los separadores, se utilizan
placas de orificio en los separadores, que son láminas metálicas delgadas con un
pequeño orificio en su centro de acuerdo a estudios realizados con anterioridad. Las
placas de orificio, tienen un margen de error del 0.5%. El volumen de gas obtenido
de los separadores es calculado aplicando la siguiente ecuación (para las placas de
orificio).
Donde:
Fb= Factor básico de orificio.
Fpb= Factor de presión base.
Ftb= Factor de temperatura base.
Fg= Factor de gravedad especifica.
Ftf= Factor de temperatura de flujo.
Fnr= Factor de numero de Reynolds.
Y= Factor de expansión.
Fm= Factor manométrico.
Fl= Factor de locación.
Hw= Presión diferencial (psia).
Pf= Presión elástica (psia).
3.1.3. Alternativas
Para realizar la asignación de producción por reservorio se obtuvieron dos
alternativas previas, una basada en los rendimientos líquidos obtenidos de los
análisis PVT, previo el comportamiento del reservorio bajo las condiciones actuales
de producción.
60
(3,1)

61. La producción de campo proviene actualmente de las dos areniscas Huamampampa
(H1) y Huamampampa (H2) las cuales producen líquidos de riquezas marcadamente
distintas (Huamampampa H2 aproximadamente 2 veces más rico que el
Huamampampa H1) y se produce a caudales diarios diferentes. Sobre los promedios
mensuales y de manera consistente con los análisis PVT disponibles se ha
determinado que los rendimientos totales de líquidos sobre gas de venta aplicables a
cada reservorio son respetivamente 39 Bbl/ MMscf para Huamampampa H1 80 Bbl/
MMscf para Huamampampa H2.
Estas cifras consideran los líquidos recuperados en separador y la gasolina teórica
obtenida en planta. Por otro lado dadas estas diferentes cifras y el hecho de solo
tener dos pozos produciendo de arenas distintas, las producciones diarias de gas y
liquido totales pueden asociarse en una ecuación que permite efectuar esta
distribución son:
Donde:
Qx1= Caudal del pozo MGR-X1.
Yx4= Factor de expansión del pozo MGR-4.
Yx1= Factor de expansión del pozo MGR-X1.
Donde:
Qx4= Caudal del pozo MGR-4.
Yx1= Factor de expansión del pozo MGR-X1.
Yx4= Factor de expansión del pozo MGR-4.
La relación entre gas y líquido así calculada es entonces aplicada al gas producido
total obtenido a partir de los datos de Planta Margarita que incluye al gas utilizados
para combustible y el gas quemado. Dado que entre los pozos MGR-X1, MGR-X3,
MGR-4 y la planta Margarita existen líneas de unos 25 Km, estas pueden actuar
reteniendo líquidos (formación de baches) o entregando líquidos acumulados
61
(3,2)
(3,3)

62. (baches entrando a la planta). Por esta razón en aquellas oportunidades en que se
detecta una riqueza total de venta inferior a la asignada como proveniente de la
arenisca Huamampampa (H1).
Así mismo, en aquellas oportunidades en que se detecta una riqueza individual del
pozo MGR-X4 toda la producción se considera proveniente de la arenisca
Huamampampa (H2). Este simple algoritmo de distribución presenta las siguientes
ventajas:
• Permite asignar la producción por reservorio de manera simple tanto diaria como
mensualmente.
• Las riquezas efectivas de cada reservorio se respetan diariamente salvo un
número pequeño de excepciones derivado de la formación de baches.
• Los promedios mensuales respetan las riquezas efectivas de cada uno, dentro de
las inconsistencias asociadas.
Además las tendencias históricas de los rendimientos de líquidos en planta que
analizan así mismo de manera permanente para:
• Detectar cualquier variación no esperada en la riqueza de los fluidos que pueda
iniciar cambios de regímenes de los reservorios.
3.1.4. Determinación de la calidad y tiempo de producción de condensado y
gas de la Planta Margarita.
La determinación de la calidad de producción de condensado y gas están basado en
normas establecidas por la empresa, como las normas corporativas SCOR.
3.1.4.1Control de Calidad
Toda la producción, analizada y controlada es llevada así a un control de calidad de
todo el proceso y productos finales. Por medio de control de calidad se puede ir
regulando parámetros y condiciones operativas de equipo y sistemas para conseguir
mejores resultados.
3.1.5. Control de calidad del líquido de la planta Margarita.
En este CUADRO 3.1 se puede observar el comportamiento del condensado
estabilizado donde se analiza desde Tensión de Vapor Reid (TVR) hasta la
temperatura del fondo de los pozos productores para poder ingresar con las normas
establecidas a la Planta Margarita.
62

63. Fuente: Repsol YPF 2008
En este CUADRO 3.2. se puede observar el comportamiento del condensado
almacenado en los tanques de la planta Margarita donde se calcula desde la
Tensión de Vapor Reid (TVR), donde tiene un límite máximo 12 psig de acuerdo a la
norma de ASTM D-323 y una temperatura del tanque, para hacer la descarga del
producto a la Planta de Sabalo.
CUADRO 3.2. Tanque de Almacenamiento
63
Condensado
Estabilizado
TVR psi 11.45
° API 56.15
T. Cabeza °F 11.68
T. Reflujo °F 71.5
T. Alimento °F 231.5
T.Fondo °F 275.8
Presión psi 105.5
Tanque Almacenamiento
TVR 11.425
°API Corregido 55.925
°API Sin Corregir 58
Gravedad específica 0.74688
Temperatura 78.75
Temperatura TK 81
CUADRO 3.1. Condensado Estabilizado

64. Fuente: Repsol YPF 2008
En este CUADRO 3.3. se puede observar el comportamiento del punto de rocío del
hidrocarburo y del agua, se saca el cálculo de las temperaturas del hidrocarburo en
sus diferentes sistemas de procesamiento del hidrocarburo y por último se realiza el
análisis del caudal del hidrocarburo en los diferentes procesamiento de la Planta
Margarita.
CUADRO 3.3. Punto de Rocío
Fuente: Repsol YPF 2008
En este CUADRO 3.4. Se puede observar antes de realizar la descarga del
hidrocarburo, se realiza los análisis de la Tensión de Vapor Reid (TVR), se calcula
64
Punto de Roció
Punto de Roció HC °F 13.5
Punto de Roció H2O
°F 13.0
H2O Lb/MMPC 105
Presión Psi 1378
T. Gas Chiller °F E/S 22.7/2.45
T. Gas Sep. Frío °F 2.8
T. Chiller °F 0.4
Caudal MMPC 80.0
Fuente: Repsol YPF

65. los grados API hasta la temperatura del Tanque de descarga para descarga a la
planta de Sábalo.
CUADRO 3.4. API Tanque Bombeado
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.6. Control de Calidad del gas de la Planta Margarita
Toda la producción es analizada y controlada, llevando así un control de calidad de
todo el proceso y productos finales, de acuerdo a las normas ASTM D-323. Por
medio de este control dad podemos ir regulando parámetros y condiciones
operativas de equipos y sistemas para conseguir mejores resultados.
En el CUADRO 3.5 se puede observar la composición del gas de la Planta Margarita
contando también con sus gases inertes que son nitrógeno (N2) y dióxido de
carbono (CO2), el gas inerte tiene que ser estrictamente controlado por los
operadores de la planta porque no se puede descargar el gas si no cumple el 3.5%
que regula las normas ASTM y SCOR N-07 establecidas para poder mandar a la
planta Sábalo y después se descarga a la planta de Rio Grande ubicada en el
departamento de Santa Cruz de la Sierra.
CUADRO 3.5. Control de Calidad
CONTROL DE CALIDAD
Cromatografo
Composición Entrada (mol%) Salida (mol %)
N2 0.714 0.706
CO2 1.624 1.619
C1 84.138 86.209
65
°API TK Bombeado
TVR Psia 11.5
°API Corregido 56.15
°API Sin
Corregir 59
Gr. Específica 0.7428
Temp. Muestra 85.5
Temp. TK 82

66. C2 7.977 7.569
C3 3.147 2.622
iC4 0.647 0.435
nC4 0.929 0.571
iC5 0.322 0.136
nC5 0.200 0.078
C6 0.159 0.043
C7 0.143 0.012
TOTAL 100 100
Fuente: Repsol YPF 2008
En el CUADRO 3.6 se observa la composición de la densidad del gas de planta
Margarita en porcentajes de mol para observar el aumento o la estabilización de la
densidad relativa del gas ideal, si se mantiene el porcentaje de entrada de la
densidad relativa del gas real. Se realiza un análisis del contenido de agua que tiene
el gas en los sistemas de la planta y en los tanques de almacenamiento para
después poder transportar el gas siguiendo las normas establecidas por la empresa.
CUADRO 3.6. Densidad del Gas
DENSIDAD DEL GAS
Entrada
(mol%)
Salida
(mol%)
Densidad Relativa del Gas (ideal) 0.684 0.656
Densidad Relativa del Gas (real) 0.682 0.654
Gas. Compresible 0.997 0.997
P.Cal.(bs) BTU/PC (ideal) 1162.6 1123
P.Cal.(bs) BTU/PC (real) 1159 1119
P.Cal:(bh) BTU/PC (real) 60°F 1139 1100
Resid.Gas Hydrocarbon Dewpoint 87 15.97
Contenido de Agua en Gas Lb/mol
mmscf 0,106
NGL (bbls/MMCFD) 7.70 2.41
Fuente: Repsol YPF 2008
3.1.7. Balance de Producción
El balance de producción de la planta Margarita se realiza obteniendo los volúmenes
de gasolina generada, se hace en base a la cromatografía. El porcentaje de la
cromatografía es a partir de C5 y demás componentes por un factor para llevar ese
porcentaje molar a (BBLS), lo mismo se hace con el gas residual entonces la
diferencia entre entrada y salida da los barriles absorbidos por millar de pies cúbicos,
de gas a esto se multiplica el volumen total de gas producido.
Entrada iC5 = 0.323; Salida iC5 = 0.140
66

67. iC5 = (0.323 – 0.140)* 860,595/100 = 1.5912
En el CUADRO 3.7. se puede observar que las ecuaciones de gas producido, como
también la ecuación de gas de baja y la ecuación de gas requerido. Esta ecuaciones
sirven para verificar si el gas que entra a la planta Margarita esta con los
requerimiento especificados para el empalme a Sábalo.
Para obtener el Volumen de Agua Producida en la planta margarita se realiza en
base al porcentaje que se obtiene en la muestra del pozo.
CUADRO 3.7. Balance de Gases
BALANCE DE GASES
GP
Gas
Producido GB = ∑(Gcabeza + G V-102)
GA Gas de Alta
GB Gas Baja
GC
Gas
Compensado
GP = GA + GB + GC
GQ
Gas
Requerido
CV Gas De Venta
CCO
Gas
Combustible
GS
Gas
Schrinkage
GQ = GP + GV+ GCO + GS
CCAB
Gas Cabeza
Torre
Estabilizadora
CV-
102
Gas de
Tanque de
Flasheo V-102
GS
Gas
Schrinkage
CCAB
Gas Cabeza
Torre
Estabilizadora
CV-
102
Gas de
Tanque de
Flasheo V-102
BALANCE DE GASES
PP
Petróleo
Producido
PP = SA + PV + SAN
GA Saldo Actual
SAN Saldo Anterior
PV
Petróleo
Vendido
Este parámetro es realizado oficialmente por nivel de tanque. El
volumen se contacta con el medido másico de margarita y el
medidor másico del empalme a Sábalo
Fuente: Repsol YPF 2008
67

68. 3.1.8. Sistema de Control Distribuido (DSC)
El sistema de control que tiene la planta margarita es de alta tecnología donde se
monitorea todas actividades y procedimiento que tiene el fluido como en los
separadores, chiller de gas, torre contactora, intercambiadores de Gas/Gas .
Cada sistema tiene su monitoreo como el depurador de entrada, sistema de
estabilización de condensado, sistema de condensado, sistema de enfriamiento,
sistema de deshidratación, sistema de estabilización. También se tiene sistema para
el circuito eléctrico. Este panel de control está hecho para monitorear las presiones
y temperaturas y nivel de agua de todo el circuito que tiene la planta Margarita.
FIGURA 3.1. Panel de control de los separadores
Fuente: Repsol YPF 2008
El sistema consta con los siguientes módulos
• Estación de operación.
• Controlador de Planta.
• Enlace Histórico.
3.1.8.1. Estación de operación
Este modelo es un espejo de Profesional Plus, ya que contiene todo el software y
tiene acceso total a la base de datos de Profesional Plus, pero no se puede realizar
modificaciones a la base de datos desde este computador, ni ejecutar otras
aplicaciones de DELTA V como ser: Control Studio, Delta V Bach, Delta V Explore,
pero si se puede ver diagnósticos e históricos, incluso realizar aplicaciones como
Excel Add-Ins.
68
Separador de Flasheo
de Condensado (V-
102)
Separador de
Producción (V-101)
Filtro Coalescente
(V-104)
Intercambiador de
Gas/Gas

69. 3.1.8.2. Controlador
Es un componente importante en el sistema de control ya que este reside el
programa a ejecutarse de cada proceso, alarmas, eventos y puntos históricos, la
base de datos de las tarjetas y de los equipos de campo conectados. En caso de
falla en el suministro de energía en la planta, la red de computadores DELTA V tiene
su propio UPS y batería de emergencia que mantendrán los computadores
funcionado por dos horas.
3.1.8.3. Enlace Histórico
La pantalla Enlace histórico permite tener acceso a la información grafica y precisa
de esta de cualquier equipo o proceso a través del tiempo. En los históricos se
pueden revisar uno a uno los valores de la variable (Temperatura, Presiones,
Niveles, etc). En un rango de tiempos deseados definido por el usuario.
3.1.9. Sistema de Generación Eléctrica
El sistema de generación eléctrica da energía a toda la planta que esta compuesto
por cuatro generadores. Tres de ellos alimentados a gas y el de emergencia
alimentada a diesel en caso que se parar la planta es este último que se le
suministra la energía indispensable para los equipos dando un tiempo limitado para
solucionar los problemas. Todos los generadores están equipados con paneles de
control y sistemas de enfriamiento. Del depurador de gas combustible V-901 se
dirige el gas de alimentación de los compresores previamente filtrando el mismo y
regulando presión de entrada mediante el Manifold de gas combustible.
En el CUADRO 3.8 se observa el monitoreo de los generadores que tiene la planta
con respecto a los generadores eléctricos que la planta tiene para el campamento
las oficinas y principalmente para la planta Margarita, también tiene las
características de los motores el trabajo que tiene las revoluciones por minuto, sus
amperajes de cada uno de los motores y las características de los generadores
principales.
CUADRO 3.8. Características
69

70. Fuente: Repsol YPF 2008
3.2 EXPLORACIÓN, EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN DEL POZO HUACAYA.
El campo Huacaya fue descubierto en Diciembre de 2007, en el bloque exploratorio
Caipipendi en la provincia Luis Clavo del Departamento de Chuquisaca, con la
70
TAG MOTOR RPM HP RPM KVA VCA AMP. KW. HZ CARECTIRISTICAS
G-350A CAT-3516 1800 1800 1625 480 1954 1300 60
G. Principal Turbo
alimentado
G-350B CAT-3516 1800 1800 1625 480 1954 1300 60
G. Principal Turbo
alimentado
G-350C CAT-3516 1800 1800 1625 480 1954 1300 60
G. Principal Turbo
alimentado
G-350D
CAT-
3306D 1800 175 1800 288 480 345 230 60 G. de emergencia diesel