Estudio de factibilidad para implementación de cogeneración e integración energética en el desarrollo sostenible de campos productores de petróleo (2021)
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.