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SISTEMA DE MEDICIÓN DE ACEITE EN UN COMPLEJO DE PRODUCCIÓN PR ODUCCIÓN.
La cuantificación del aceite producido en una batería de separación se realiza mediante el método de turbina, el cual funciona de la siguiente manera: El flujo de aceite proveniente de la descarga de las turbo-bombas y motobombas, pasa a través de un paquete de medición haciendo girar los alabes de la turbina de medición, los cuales a su vez rompen un campo magnético, generando una onda senosoidal senosoidal en los pick-up de la turbina, ésta señal pasa a través de un preamplificador preamplificador de pulsos, convirtiendo convirtiendo la señal senosoidal en pulsos (cuadrados), éstos pulsos son contabilizados en un totalizador que se encuentra en el cuarto de control, la medición es afectada por un factor de la turbina de medición, generando un Volumen Grueso, posteriormente el volumen es compensado por la presión y temperatura del liquido, generando un Volumen Neto (En BPD). Nota: la velocidad del flujo, es directamente proporcional a la velocidad angular de la turbina de medición . PAQUETE DE MEDICIÓN El paquete de medición consta de los siguientes elementos: filtros, venas rectificadoras (para lograr un flujo laminar), turbinas de medición y válvulas de by-pass. Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquidos y gas .
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ligeramente inferior, las que a su vez y en forma sucesiva se rodean de otras cada vez menores para constituir un todo continuo.
Caracterización y clasificación del petróleo Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos que integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan, entre las que es de particular importancia por su influencia determinante en los procesos de separación que ocurren en las operaciones de transformación industrial, el punto normal de ebullición, que es la temperatura a la que una sustancia empieza a hervir a condiciones de presión atmosférica.
La proporción de las familias de hidrocarburos (parafinas, isoparafinas, naftenos y aromáticos) que ocurren en el petróleo depende también del número de átomos de carbono y por lo tanto del punto de ebullición de los componentes. Esta proporción es también dependiente de las características muy particulares de cada petróleo. Por este concepto, se pueden tener petróleos de base parafínica, nafténica o intermedia, clasificación que aplica individualmente a las fracciones ligera y
pesada del petróleo. Otra clasificación del petróleo se basa en su densidad, que se expresa en g/cm3 o en grados API, que es una unidad que adoptó la industria petrolera, y se relaciona con la anterior de la siguiente manera: °API=141.5/(g/cm3)-131.5 La viscosidad es otra propiedad importante para la clasificación de los diferentes tipos de petróleo; es una medida de la resistencia al flujo de un fluido, siendo la unidad de medición común el poise o el centipoise (=.01 poises). De acuerdo a estas propiedades, el petróleo puede clasificarse en ligero o pesado. Por ejemplo, el petróleo crudo mexicano Istmo es ligero y el maya se encuentra en los límites de ligero-pesado.
Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiente de la temperatura de ebullición).
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Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera que conforme se aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al vapor. Las curvas de destilación TBP (del inglés "true boiling point", temperatura de ebullición real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumétrico de gasolina, en el Maya sólo se obtiene 15.7% El Petróleo se encuentra en el subsuelo impregnado en formaciones porosas de tipo arenoso o calcáreo y se puede encontrar en los tres estados físicos de la materia: Solidó, Líquido y Gaseoso, y dependiendo de la composición, presión y temperatura a la que se encuentren. Los pozos solo producen del 20 al 25% del petróleo embebido en las rocas y otro 20% a veces un poco más recurriendo a procesos de recuperación secundaria. El petróleo es una mezcla de compuestos en su mayoría carbón del 70-75%, hidrogeno 10-14% (por eso se llaman hidrocarburos), y en pequeñas cantidades azufre 0-6%, oxigeno 0-0.5%, nitrógeno 0-0.7%. 0-0.7%. TIPOS DE PETROLEO DE ACUERDO A SU COMPOSICIÓN. A. PARAFINICOS.- Alto contenidos en parafinas como metano y propano (EE.UU. y LIBIA). B. NAFTENICOS.- Abundantes en ciclo pentanos y otros naftenos (CALIFORNIA, GOLFO DE MEXICO Y VENEZUELA). C. AROMATICOS.- Con alto contenido de benceno, tolueno y otros aromáticos (INDONESIA). (INDONESIA). D. SULFUROSOS.- Alto contenido de H2S y mercaptanos (MEDIO ORIENTE). ORIENTE). PRODUCTOS PRINCIPALES DEL PETROLEO. Materia Prima Productos primarios Productos secundarios Petróleo Crudo Productos Gaseosos Gas natural, Gas Licuado. Destilados Ligeros Gas solvente, Gasolina, Gas Nafta. Destilados Medios Turbosina, Querosina, Diesel. Destilados Pesados Vaselina, Lubricantes, Grasas y Parafinas. Residuos Combustoleo, Asfalto y Residuos Pesados
CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DEL GAS NATURAL.
Cómo se forma el Gas Natural Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica provenientes de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones durante millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen dicha materia orgánica.
Teoría Inorgánica: Explica el origen de estos hidrocarburos hidrocarb uros gracias a la combinación de elementos químicos como el carbono y el hidrógeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra. Teoría Orgánica: Según esta teoría, el petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente. El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se convierte en hidrocarburos, no se conoce, ya que no es posible reproducir en un laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica en petróleo y gas natural. El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras geológicas denominadas trampas. Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa (o con espacios porosos) que se llama roca yacimiento La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamientos de rocas porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos). Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar. Aunque generalmente se encuentra asociado al petróleo, existen yacimientos donde el principal producto es el gas y a los cuales se les denomina yacimientos gasíferos.
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TRAMPA DE HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS Tipos de Trampas: Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:
Trampas Estructurales: Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos Trampas Estratigráficas: Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa. Trampas Mixtas: Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas DIAGRAMAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE TRAMPAS.
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Yacimientos de Petróleo: En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados* cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperaturas y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petróleo. En yacimientos de petróleos no saturados* también se desarrolla la capa de gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descendentes la presión. La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día, proviene de yacimientos de gas en solución. DIAGRAMA YACIMIENTO DE PETROLEO
Yacimientos de Gas-Petróleo: Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.
DIAGRAMA YACIMIENTO GAS PETROLEO
Yacimientos de Condensados: En estos yacimientos de hidrocarburos hidrocarburo s están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.
DIAGRAMA DE UN YACIMIENTO DE GAS HUMEDO
Yacimientos de Gas Seco: En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace.
DIAGRAMA DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO
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Yacimientos de Gas Asociado: El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gaspetróleo y de condensado, recibe el nombre de gas asociado*, ya que se produce conjuntamente con hidrocarburos líquidos. El gas que se genera en yacimientos de gas seco* se denomina gas no asociado o gas libre* y sus partes líquidas son mínimas.
DIAGRAMA YACIMIENTO DE GAS ASOCIADO.
Cómo se puede encontrar un Yacimiento Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue una serie de pasos, con la finalidad de ubicar el sitio con mayores posibilidades posibilidades de comprobarlas y posteriormente de extraerlas. extraerlas. El principal trabajo t rabajo del geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de exploración, siendo los más importantes: Métodos Geológicos: Consisten en estudiar las rocas superficiales buscando indicaciones directas como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas; y aplicar la geología de superficie para verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, e interpretar la existen de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus efectos en el terreno. Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas. Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un mapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo y sus posibilidades petrolíferas. petrolíferas. Método Gravimétrico: Mide las variaciones de la fuerza gravitacional en función de las densidades de las rocas. Método Magnético: Registra las variaciones locales del campo magnético y según esto, puede determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades magnéticas. Método Sísmico de Reflexión: Mide las propiedades de las rocas para transmitir las ondas acústicas provenientes de un detonante, las cuales viajan más rápido en rocas duras y compactas que en rocas blandas.
Dónde se encuentra el Gas Natural El petróleo y el gas natural no se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, bolsas o ríos; están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar dónde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales geólogos y geofísicos. Fue descubierto en Estados Unidos a principios del siglo XVII, aunque se tiene la certeza de que fue conocido en otras partes del mundo muchos siglos antes. De cientos de campos productores de hidrocarburos que se analizan, los investigadores han llegado a la conclusión de que hacen falta las siguientes condiciones para que se de una acumulación de gas o petróleo:
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Roca Madre: Madre : el material del cual se forma.
Migración: Migración: movimiento de hidrocarburos de la roca madre a la roca recipiente, siguiendo vías de porosidad y permeabilidad que permitan su movimiento.
Sincronización Geológica: Geológica: para permitir que exista la trampa para el momento en que ocurra la migración.
El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañado de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de extracción y en el procesamiento de los productos principales. Es por ello que dependiendo de que producto los acompañe, se les denomina gas seco o gas húmedo. húmedo.
Si el gas en los yacimientos contiene propano, butano y fracciones más pesadas en cantidad suficiente, se le denomina gas húmedo, húmedo, y si es mayormente gas metano, se le denomina gas seco. seco.
Esta clasificación se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases para utilización tanto industrial como doméstico. Además, la definición con estos tipos de gas se deduce del tipo de pozo de los cuales se extrae, toda vez que dependiendo de sus componentes principales, se dirá que es seco o húmedo.
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La primera vez que se registró el uso de gas como combustible fue alrededor del año 900 después de Cristo, cuando los chinos transportaron gas natural a través de tuberías de bambú y aprovecharon el gas para el alumbrado público. La gran explotación de nuestros campos de gas natural, dio el ímpetu final a la industria del gas como la conocemos actualmente. Perforación Una vez que los yacimientos de gas son ubicados, se procede a la explotación y a la comercialización del producto. Para perforar un yacimiento de gas, se utiliza la misma tecnología de perforación aplicada para el petróleo. Sin embargo, en la perforación de los yacimientos de gas, se presentan mayores riesgos operacionales que en la de los petrolíferos. La baja densidad del gas le permite mezclarse con mayor facilidad con el lodo de perforación, lo que tiende a reducir la densidad de éste y por lo cual hay que tomar mayores precauciones en dichas operaciones. Para poder determinar la cantidad de gas que contiene cada yacimiento, así como para determinar sus características, se realizan pruebas de evaluación. Estas pruebas suministran información sobre la presión y el flujo de los yacimientos en función del tiempo y permiten estimular las reservas y su taza de agotamiento.
Perforación de un Pozo de Gas Natural o uno de Petróleo Después que el geólogo ha reunido toda la información necesaria y bajo cuidadoso estudio concluye indicando las áreas más pertinentes y prometedoras para una acumulación comercial de hidrocarburos, se procede a perforar un pozo que es hoy en día, la única manera de localizar un yacimiento de petróleo o de gas natural. Perforación con herramienta de cable a percusión: Este método fue el primero utilizado en la industria del petróleo y consiste en una mecha o barrera cortante que se levanta con un cable y se deja caer dentro de un agujero para continuar ahondándolo más, hasta llegar a los niveles rocosos donde se encuentran los hidrocarburos. Esta técnica no se utiliza en la actualidad. Perforación rotatoria: La perforación la realiza una barrera de acero cortante enroscada en el extremo inferior de una tubería de acero, la cual se hace dar vueltas a una velocidad determinada con una fuerza de apoyo sobre las rocas, de tal manera que se va haciendo el hueco, profundizando y enroscando más tubería por el extremo superior. Luego que se llega a la profundidad recomendada por los geólogos e ingenieros, sigue una técnica conocida como terminación del pozo, la cual consiste en una serie de operaciones hasta la instalación del equipo que lo pondrá a producir, bien sea petróleo o gas, según el producto predominante. Colocadas las tuberías por donde producirá el pozo, se le acopla en la superficie un sistema de válvulas y conexiones para controlar el flujo del pozo, al cual se le conoce como árbol de navidad*.
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Actualidad del gas natural. El crecimiento económico va acompañado de un aumento del consumo energético. Así, ambos han variado en el tiempo: con diferentes fuentes energéticas, diferentes cantidades consumidas y explotadas y diversas estimaciones de reservas a lo largo del último tiempo. El carbón se usa cada vez menos, buscándose formas de energía alternativas, pero es el petróleo, él que ha ocupado el primer lugar en el consumo mundial desde algunas décadas. Así, el mercado energético ha estado en manos de los países que cuentan con mayor cantidad de éste, fijando sus precios por aumento o reducciones en su producción. Intentos de competencia, (ya sea por tecnologías que lleven a su menor uso) son difíciles, pues sus costos de producción son bajos, y sus reservas de crudo mu y altas. Por otro lado, la tendencia mundial actual, en los países industrializados es una alta preocupación por el medio ambiente, de forma de lograr un desarrollo sustentable, y no sólo un crecimiento económico, para que las futuras generaciones tengan al menos, las mismas capacidades o superiores, de satisfacer sus necesidades, que las de la generación actual. Por lo que se busca combustibles no contaminantes, lo que ha llevado a un aumento del consumo de gas natural. La tendencia del mercado mundial del gas natural aún no está del todo clara, pues por una parte la alta necesidad de inversión para su transporte y utilización, limita a los países en desarrollo, y además siempre está presente la amenaza de que los países con más altas reservas formen un cartel como el de la OPEP. De esta manera, las tendencias actuales, muestran que el consumo de petróleo se mantendrá alto, y sólo en la medida que los países en vías de desarrollo alcancen desarrollos sostenidos, sostenidos, se podrá p odrá ir avanzando avanzando hacia tecnologías que utilicen combustibles o fuentes energéticas menos contaminantes. Definición de gas natural. El gas natural es una moderna fuente de energía de origen fósil, es una de las más limpias y abundantes del planeta. Se encuentra en el subsuelo y procede de la descomposición de materia orgánica atrapada entre estratos rocosos. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que, a temperatura ambiente y presión atmosférica permanecen en estado gaseoso. Está compuesto principalmente por metano y cantidades progresivamente menos de etano, propano e hidrocarburos superiores. Existen diversas denominaciones que se le da al gas natural y por lo general se asocia a los compuestos que forman parte de su composición. Por ejemplo cuando en el gas hay ácido sulfhídrico a niveles por encima de 4 ppm por cada pie cúbico de gas se dice que es un gas ―amargo‖ y cuando su composición desciende a menos de 4 ppm se dice que es un gas ―dulce‖. Un gas ―húmedo‖ tiene la característica de contener en su composición un alto porcentaje de hidrocarburos líquidos, y cuando el gas viene acompañado acompañado de grandes cantidades de aceite crudo se dice que es un gas ―asociado ― asociado ‖. ‖. A veces el gas natural contiene el límite de capacidad de agua que puede retener a condiciones específicas de presión y temperatura entonces se le da el nombre de ―gas saturado ‖. ‖. Según sea el contenido de gasolina se le denomina gas rico o gas pobre. Como zona límite entre ambas categorías puede establecerse una banda comprendida entre 10 y 20 litros de hidrocarburos condensables (gasolina) por cada 1000 m 3 de gas. Componentes del gas natural. No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento pueden tener una composición diferente entre sí, también la composición del gas varía conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos a la nueva composición y evitar problemas operacionales. El gas natural está compuesto principalmente por metano en proporciones que oscilan entre el 80% y el 90% en volumen, y aun más; el resto son hidrocarburos de orden superior, parafínicos en su casi totalidad con algunos isoparafínicos. Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos, muchas veces presenta diferentes impurezas las cuales hay que eliminar ya que estas pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. El gas natural no contiene olefínicos, hidrocarburos éstos que se originan en procesos de destilación destructiva o reforming.
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en por ciento mol, en por ciento en volumen o por ciento en peso.
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La tabla 1 nos muestra los componentes que a menudo son encontrados en la composición del gas natural. Tabla 1. Componentes del gas natural
CLASE
COMPONENTE
Hidrocarburos
Metano
CH4
Etano
C2H6
Propano n-Butano i-Butano
C3H8 n-C4H10 i-C4H10
n-Pentano i-Pentano Ciclo pentano
n-C5H12 i-C5H12 C5H12
Gases ácidos Gases Inertes
Hexanos y pesados Ácido Sulfhídrico Dióxido de Carbono
FORMULA
C6+ H2S CO2
Nitrógeno Helio
N2 He
Argón
Ar
Compuestos de azufre
Mercaptanos Sulfuros Bisulfuros
Otros
Agua Sulfuro de Fierro
R-SH R-S-R’ R-S-R’ R-S-S-R’ R-S-S-R’ H2O
Hidrocarburos Los compuestos principales del gas natural son los hidrocarburos parafínicos desde el metano hasta el pentano, incluyendo los isómeros del butano y pentano. En algunas ocasiones el gas contiene pequeñas trazas de compuestos cíclicos y hexano y más pesados. Gases ácidos Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de ―amargo‖ al gas natural. El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. sofocació n. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, de aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua. Gases inertes Dentro de la composición del gas natural se puede incluir gases tales como el nitrógeno, helio, argón. Estos gases son muy estables, y comúnmente encontrado en la composición del gas natural es el nitrógeno. Compuestos de azufre Los compuestos de azufre que frecuentemente se encuentran en el gas natural son los mercaptanos. Los mercaptanos tienen la formula general RSH donde donde ―R‖ representa un radical de algún hidrocarburo al cual se le sustituye un hidrógeno por una molécula de SH. Los casos típicos del mercaptano los podemos representar como: CH3-SH METIL MERCAPTANO C2H5-SH ETIL MERCAPTANO Además de los mercaptanos, existen otros compuestos de azufre presentes en la corriente de gas. Estos pueden ser los sulfuros y los bisulfuros. bisulfuros. Los más comunes son el sulfuro de carbonilo ―COS‖, bisulfuro de carbono ―CS2‖ y el tiofeno, el cual es un compuesto insaturado que tiene la forma HC=HC-S-HC=HC. Agua En todos los yacimientos de gas natural y aceite la presencia de agua es inevitable. Parte de esta agua es libre, es decir, se encuentra en forma líquida y puede ser removida pasando el gas a través de un separador. Después de remover el agua libre, el gas todavía contendrá agua en fase de vapor. La capacidad del gas para retener agua esta en función de la propia composición del gas, pero es también afectada por la presión y la temperatura de este. El agua en el gas natural es un contaminante perjudicial, solo cuando está presente en la fase líquida, ya que bajas concentraciones de vapor de agua suelen manejarse en plantas y gasoductos sin efectos dañinos, mientras que en altas concentraciones solo pueden ser manejadas en
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la fase vapor. Sin embargo, la mayoría de los gasoductos operan en rangos de presión y temperatura variables, lo cual origina que parte del vapor de agua cambie a la fase líquida. El agua mezclada con gases ácidos provoca corrosión. Esta y otros agentes con el tiempo corroen y causan graves daños a las tuberías y recipientes por donde pasa el gas. El agua con hidrocarburos a bajas temperaturas forma hidratos o bloques de hielo en tuberías, válvulas o recipientes. Los hidratos se forman a bajas temperaturas, cuando el gas esta sobre presionado, y obturan completamente las líneas de transmisión de gas. En general, el agua en plantas de proceso y tuberías, es indeseable debido a varios factores como son: I. Reducción de capacidad. II. Problemas de corrosión. III. Formación de hidratos. Propiedades del gas natural. La importancia del estudio de las propiedades de los gases radica en la determinación de su comportamiento con el fin de obtener cálculos precisos para el diseño de equipos de transporte o procesos del gas. En el estado gaseoso las moléculas tienen a comportarse como partículas independientes y ocupan todo el recipiente que lo contenga, esto es debido a la energía interna que poseen las moléculas. Densidad del gas natural En un determinado volumen las moléculas de gas ocupan cierto espacio. Si aumenta el volumen (imaginemos un recipiente lleno de aire al que lo exponemos al calor aumentando su temperatura), la cantidad de moléculas (al tener mayor espacio) se distribuirán de manera que encontremos menor cantidad en el mismo volumen anterior. Podemos medir la cantidad de materia, ese ese número de moléculas, mediante una magnitud denominada masa. La cantidad de moléculas, la masa, no varía al aumentar o disminuir (como en este caso) el volumen, lo que cambia en la relación masa-volumen. Esta relación de denomina densidad ().
La densidad es inversamente proporcional al volumen (al aumentar el volumen, manteniendo constante la masa, la densidad disminuye) pero directamente proporcional a la masa (si aumentamos la masa, en un mismo volumen, aumentamos la densidad). El concepto de densidad o sea la masa por unidad de volumen se sustituye en las aplicaciones técnicas por el peso especifico, o peso por unidad de volumen. El peso específico del gas es función de la temperatura y la presión según lo indican las leyes del gas perfecto, lo cuan indica que para expresar el peso específico debe siempre hacerse referencia a la presión y temperatura a la cual se mide. En la industria del gas no es ésta la forma corriente de expresarla, sino que se usa el concepto de densidad relativa respecto al aire. La densidad relativa respecto al aire en la relación entre los pesos específicos del gas y del aire a la misma presión y temperatura. Por ser una relación carece de dimensión y solo se expresa por un número. Cuando se da un número como densidad de un gas, por ejemplo 0.62 debe entenderse que se trata de densidad respecto al aire y que se refiere a presión atmosférica y 15 °C. Se le suele completar con el agregado de: aire=1. Por consiguiente esta aclaración justificará que en adelante se emplee el término densidad, tal como se hace comúnmente en la industria, sin ajustarse estrictamente a su real significación. La densidad del gas natural depende de su composición. Un gas pobre o seco, es decir sin hidrocarburos condensables, tendrá una densidad baja que se aproxima a la del metano: 0.55 (aire=1). En cambio un gas rico al cual se le a extraído gasolina podrá tener una densidad apreciablemente mayor, por ejemplo 0.8. La densidad común de un gas al cual se le ha extraído gasolina y que no contenga CO2 es del orden de 0.6 a 0.63. En la siguiente tabla se indica la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire.
Gas Metano Etano Propano Butano
Densidad Relativa (aire=1) 0.5539 1.0382 1.5224 2.0067
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EL GAS NATURAL Y EL MEDIO AMBIENTE
El metano como combustible y el aire como comburente generan una de las combustiones más perfectas: CO2 (dióxido de carbono) emitido por el gas natural al quemarse es menor al producido por otros combustibles.
Desde esta óptica ecológica es el único combustible que asegura valores de emisión de contaminantes (SOx y COx) ACEPTABLES para el medio ambiente sin requerir de filtros ni equipos especiales para el tratamiento de los productos de combustión.
El gas natural es un combustible que por su composición química (mas del 90% de metano) produce la menor cantidad de gases generadores del efecto invernadero que cualquier otra fuente de energía. Emite cerca del 40 al 50% menos CO2 que el uso del carbón y cerca del 25% menos que cualquier otro combustible líquido derivado de los hidrocarburos. Por lo tanto, el metano liberado al ambiente por la operatoria de la industria del gas a nivel mundial (producción, transporte y distribución) sumado a la producción natural del metano (seres vivos) contribuye tan solo en un 13% al efecto invernadero.
El gas natural es cada día mas utilizado porque logra una mayor eficiencia energética con menores niveles de contaminación. Su aplicación mas conocida es la generación de calor. Sin embargo, el gas natural brinda por sus características técnicas, económicas y ecológicas excelentes rendimientos y una amplia gama de alternativas en diversos usos domésticos e industriales.
EL GAS NATURAL EN LA REGION MARINA México actualmente es una potencia mundial en la producción de gas natural, sin embargo no ha igualado los estándares de producción de las grandes potencias donde la producción es aprovechada hasta en un 99%. De acuerdo con el anuario estadístico de PEMEX en el año 2003 las reservas probadas de gas son de aproximadamente de 14,985 billones de pies cúbicos, equivalentes a 14.985 trillones de pies cúbicos, o bien bien 0.424 trillones de metros cúbicos. En comparación el campo de gas natural biogénico mas grande del mundo ubicado en Urengoy en la Unión Soviética contiene alrededor de 8 trillones de metros cúbicos (millones (mill ones de millones de metros cúbicos) o sea que Urengoy tiene 18 veces mas gas natural que la reserva de México. El gas natural natural producido en México en su mayoría es termogenico, termogenico, o se que se obtiene junto con el aceite crudo en pozos con profundidades profundida des van de 2130 metros a 5,500 metros. O sea que el gas termogenico se encuentra en rocas productoras a profundidades donde la temperatura sea superior a 150 C, el gas termogenico puede estar entrampado y encontrarse como gas seco o gas húmedo. La producción de gas natural actualmente es de 4,500 millones de pcsd, y el consumo es de 5,500 millones de pcsd, para el año 2006 PEMEX planea producir 6,700 millones de pcsd, para lo cual incrementara la producción de gas no asociado de la cuenca de Burgos, la cual es actualmente de 1000 millones de pcsd. La aplicación de las técnicas de la ingeniería petrolera en la explotación de los yacimientos tiene como objetivo aprovechar al máximo la energía presente en los yacimientos. Históricamente la explotación de hidrocarburos se inicio con gran interés por el crudo y poco por el gas, de ahí que antes fuera cosa común el observar campos petroleros poblados de quemadores de gas.
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Este fenómeno que aun tiene lugar en la actualidad ha obedecido principalmente a que el precio del gas comparado con el crudo se ha mantenido, por lo que la recuperación de las inversiones requiere mayor tiempo comparado con el aceite. A nivel mundial la inversión inversi ón por pozos en búsqueda de gas es del orden del 10 %, comparado con el aceite que es del 90 %. El manejo de hidrocarburos presenta características diferentes según se trate de líquidos o de gases, estas están muy ligadas a los conceptos de manejabilidad, seguridad y beneficio económico. Además de separar el gas, es necesario comprimirlo para reducir su volumen que ocupa en las condiciones superficiales normales. Y para manejarlo en las condiciones de seguridad de las instalaciones, para el personal y para el ambiente, se requiere disponer de instalaciones adecuadas cuya construcción depende básicamente del atractivo económico que ofrecen haciéndose rentables.
IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN EN LA REGION MARINA Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y tratamiento del aceite y gas. La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención d e productos estabilizados. estabilizados. Para establecer las condiciones de separación mas apropiadas, de acuerdo a las características de los fluidos producidos, se tiene que considerar las siguientes variables de control: el tipo, el tamaño y los dispositivos dispositivos internos del separador, el ti empo de residencia del aceite, las etapas de separación, las presiones y temperaturas de operación y el lugar de instalación de los separadores, por citar algunos ejemplos. Es evidente que existirá una combinación de todas estas variables que nos permita obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos. Estos objetivos están orientados a la obtención de: Alta eficiencia en la separación del aceite y gas. gas. Esta eficiencia en un separador depende fundamentalmente de su diseño. Las características de los fluidos y los gastos determinan el tipo y las dimensiones del separador para cada caso particular. Mayores ritmos de producción. producción . Cuando las condiciones de explotación de los campos productores son favorables, el ritmo de producción de sus pozos puede aumentarse reduciendo su contrapresión en la superficie. La menor contrapresión, y por consiguiente el mayor gasto, se obtiene colocando los separadores lo mas cercanamente a los pozos, ajustando simultáneamente simultáneamente su presión de operación al valor mínimo q ue las condiciones de producción lo permitan; lo anterior anterior sucedería cuando la presión en la cabeza del pozo es controlada por la presión del separador (cuando no tiene estrangulador). estrangulador). En caso de tener pozos estrangulados, lo que se logra es mantener un mayor tiempo de afluencia de los pozos a la etapa de separación correspondiente. Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación del pozo, las cuales son determinadas por medio de un análisis previo en el que se deben involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en las pruebas de presión y de producción. producción. Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos. líquidos. Debido a que los hidrocarburos de mayor valor comercial son los líquidos, frecuentemente frecuentemente la eficiencia del proceso de separación se relaciona r elaciona con la cantidad de hidrocarburos hidrocarburos licuables que contiene la fase gaseosa que abandona los separadores. Para reducir al mínimo esta cantidad de líquidos es necesario generalmente realizar el proceso de separación en varias etapas; es decir que el líquido desalojado del primer separador pase por otros que operen a presiones reducidas secuencialmente, hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde en forma natural se efectúa la última etapa de separación, a la temperatura y presión ambiente. En esta forma también se obtiene un mayor grado de estabilización del aceite y gas separados. La cantidad de líquido recuperable puede obtener obtener simulando el proceso de separación en el laboratorio, o matemáticamente mediante el empleo de ecuaciones de estado, si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos hidrocarburos producidos. Menores costos por compresión de gas.gas .- En la determinación de las presiones de separación de un sistema en etapas, se puede establecer como meta esencial, la minimización de costos de operación mantenimiento e inversión por el equipo de compresión, compresión, el cual se requiere para transporta transportarr y entregar el gas producido a las condiciones requeridas por petroquímica. petroquímica. En En general los costos por este concepto resultan bastantes significativos, debido esencialmente a los siguientes factores: Los volúmenes de gas que se separan en las baterías de recolección son con frecuencia elevados, especialmente cuando se manejan fluidos producidos de yacimientos con aceite volátil, que se caracteriza por tener factores de volumen y relación gas-aceite generalmente mayores de 1.7 m 3 /m3 y de 1200 pie3 /bl respectivamente. La presión a la que debe llegar el gas a las plantas de endulzamiento es del orden de 1000 lb. /pulg2 (70 Kg. /cm2), esto es por especificaciones de diseño de las propias plantas. Debido a que la distancia entre las estaciones de recolección y las plantas de endulzamiento es considerable, se requiere que al gas le sea suministrada cierta energía adicional para enviarlo a la planta con la presión especificada. Aceite y gas estabilizado.estabilizado.- A fin de que el aceite no experimente pérdidas sustanciales por evaporación durante su almacenamiento, al ser manejado a condiciones superficiales en las refinerías, o al cargar los buques para su exportación, es
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HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
necesario estabilizarlo previamente. El aceite se estabiliza ajustando su presión de vapor de modo tal que esta sea menor que la atmosférica a la temperatura máxima esperada en el medio ambiente. Un gas estabilizado no formará condensados al quedar sometido a los cambios de presión y temperatura que experimentará durante su transporte por tuberías superficiales. Los condensados se forman al disminuir la temperatura de un gas y/o al incrementar su presión, por lo tanto, el gas se estabiliza eliminando los componentes que pudieran llegar a condensarse al ser manejado posteriormente. En esta forma se ajusta su temperatura de rocío a la presión máxima de operación del gasoducto que lo transportara. Si el gas no es estabilizado, el agua y los hidrocarburos condensados pueden ocasionar problemas de corrosión, represionamiento en las líneas e instalaciones, formación de hidratos, incrustaciones de sales y una disminución en la capacidad de transporte de los gasoductos. En la práctica, una vez establecido el ritmo de producción, se optimizan las presiones y número de etapas de separación con el fin de recuperar el mayor volumen de líquidos, sin descuidar los aspectos de estabilización y compresión del gas. Debido a la naturaleza multicomponente de los fluidos producidos, conforme más alta sea la presión a la cual se realiza la primera etapa de separación, se obtendrá una mayor cantidad de líquido en el separador, pero si esta presión es demasiado alta muchos componentes ligeros permanecerán en la fase líquida y serán liberados hacia la fase gaseosa en el tanque de almacenamiento, por otro lado si esta presión es demasiado baja, muchos componentes no permanecerán estables en el líquido, siendo liberados y arrastrados por la corriente de gas. Por esto, es muy importante seleccionar adecuadamente las presiones de separación y el número de etapas, para encontrar un punto de equilibrio que sea económicamente rentable.
OPERACIÓN Y OBJETIVO OBJETIVO DE UNA BATERÍA DE SEPARACIÓN, SISTEMA DE MEDICIÓN Y SERVICIOS SERVICIOS AUXILIARES DE UN COMPLEJO DE PRODUCCIÓN. BATERIA: Es el conjunto de tuberías, mecanismos, dispositivos y accesorios (colectores, separadores y tanques) que permite separar, controlar, medir y almacenar temporalmente los fluidos producidos por el conjunto de pozos que confluyen a ésta. Finalidad La batería de separación tiene como finalidad separar el gas, aceite, agua y los sólidos en suspensión que producen los pozos. Las baterías de separación son instalaciones convenientes para verificar la producción de un pozo o de un conjunto determinado de éstos, las funciones de una batería de separación son múltiples, entre las cuales podemos citar: Funciones Separar el aceite, gas, agua y los sólidos en suspensión. Medir los volúmenes producidos ya sea individualmente o de todos los pozos. Almacenar temporalmente el aceite producido. Permitir el bombeo de los líquidos hacia la central de almacenamiento. Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar la mezclas de petróleo crudo y gas que provienen directamente de los pozos, la relación gas-aceite de estas corrientes disminuye en ocasiones, debido a las cabezas de líquidos que repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente. Las mezclas de crudo y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas: A) Por lo generalmente los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo. B) Hay tuberías en las que aparentemente se manejan solo líquidos o gas, pero debido a los cambios de presión y temperatura temperatura que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación condensación de gas, dando lugar al flujo d e dos fases. C) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos en las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables. Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son: A) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado el gas se quema, y una cantidad considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo de gas también es quemada, esto de transporte ocasiona grandes pérdidas si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. B) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este ocasiona problemas, tales como: corrosión, y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la capacidad de transporte de las líneas. C) Como se menciona el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como Gasolinas Ligeras, las cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable, en la industria petrolera. El flujo de los pozos petroleros surge del yacimiento yacimiento al exterior por energía natural natural a través de la tubería de producción hasta llegar al cabezal del pozo; donde es controlado por un árbol con válvulas de estrangulamiento diseñado para resistir resisti r presiones hasta de 350 Kg. /cm2. Cada pozo en la plataforma de perforación esta conectado a un cabezal de prueba mediante válvulas, las cuales pueden desviar el flujo de cualquier pozo del cabezal de producción al de prueba. La línea proveniente de este cabezal entra al separador de prueba, localizado en la plataforma de perforación para ser usado en aforos periódicos de cada pozo.
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