Estudio de factibilidad para implementación de cogeneración e integración energética en el desarrollo sostenible de campos productores de petróleo

Abstract

En este trabajo se evalúa la factibilidad técnica, socioambiental y económica de implementar estrategias de cogeneración energética en dos campos petrolíferos de la cuenca Llanos. En el campo A de acuerdo con el tipo de fluidos, caudal, temperatura y disposición de estos se identifican 3 opciones de generación eléctrica: ORC de baja entalpía a partir de los fluidos de producción (agua y crudo) con un potencial neto de 6.0 kW para el agua y 12.3 kW para el crudo. Adición de ciclo combinado a planta de generación existente con un potencial neto de 3.95 MW. Propuesta de nueva planta de generación de ciclo combinado utilizando el gas excedente con un potencial neto de ~61 MW. En el campo B en la configuración actual del CPF se plantea implementar un circuito de integración energética para reducir ~3.6 MBTU/hr en el sistema de calentamiento con vapor. En las condiciones actuales de producción se puede implementar un ciclo binario de baja entalpía a partir de los fluidos de producción (agua y crudo) con un potencial neto de ~65 kW para el agua y ~30 kW para el crudo. Socioambientalmente el principal aspecto es la necesidad de modificación de los instrumentos ambientales vigentes dado que se trata de actividades no contempladas. Esta modificación tiene un impacto mayor en costos y tiempos y afecta considerablemente la viabilidad financiera de los proyectos. Financieramente no es viable realizar ninguna de las opciones de cogeneración en el Campo A, sin embargo, ambientalmente permiten disminuir la quema de gas en tea y por lo tanto disminuirían los índices de carbono intensidad y emisiones de CO2 en el largo plazo. En el campo B el proyecto de Cogeneración de baja entalpía y ahorro energético es financieramente viable (VPN positivo) y su inversión se recupera en el segundo año.

This work evaluates the technical, socio-environmental and economic feasibility of implementing energy cogeneration strategies in two oil fields in the Llanos basin. In field A, according to the type of fluids, flow, temperature and disposition of these, 3 electrical generation options are identified: ORC with low enthalpy from the production fluids (water and crude oil) with a net potential of 6.0 kW for water and 12.3 kW for crude oil. Combined cycle addition to an existing generation plant with a net potential of 3.95 MW. Proposal for a new combined cycle generation plant using excedent gas with a net potential of ~ 61 MW. In field B, in the current configuration of the CPF, it is proposed to implement an energy integration circuit to reduce ~ 3.6 MBTU / hr in the steam heating system. Under current production conditions, a low enthalpy binary cycle can be implemented from production fluids (water and crude) with a net potential of ~ 65 kW for water and ~ 30 kW for crude. Socio-environmentally, the main aspect is the need to modify the actual environmental instruments since cogeneration activities are not contemplated in these licenses. This modification has a greater impact on costs and times and considerably affects the financial viability of the projects. Financially, it is not feasible to carry out any of the cogeneration options in Field A, however, environmentally they allow to reduce the burning of gas in tea and therefore they would reduce the carbon intensity indices and CO2 emissions in the long term. In field B, the low enthalpy and energy saving Cogeneration project is financially viable (positive NPV) and its investment is recovered in the second year.