Requerimientos Del Procesamiento de Acuerdo Con El Fluido

UNIVERSIDAD VERACRUZANA Lis de Veracruz arte, ciencia, luz

INGENIERIA PETROLERA Materia:

Producción y Transporte de Hidrocarburos T ema ema :

REQUERIMIENTOS PARA EL PROCESAMIENTO DE ACUERDO AL FLUIDO F acilitador: acilitador:

Ing. Julio Alejandro Pech de la Rosa

In tegra ntes: tegra n t es:

Victor

Alfonso Valdés Barajas

Eduardo Wandestrand Sangeado Leonardo Alfredo Ramos Uribe

Coatzacoalcos, Veracruz a 15 de marzo del 2011

[UNIVERSIDAD VERACRUZANA]

INGENIERIA PETROLERA

INDICE

Introducción

3

Objetivo

4

Justificación

5

Requerimientos del procesamiento de acuerdo con el fluido

6

Tipos de fluidos petroleros

7

Principios de separación de fluidos

8

Procesamiento del aceite

9

Procesamiento del gas

10

Conclusión

11

Glosario

12

Bibliografía

13

2



INTRODUCCIÓN

El manejo de los fluidos en superficie provenientes de un yacimiento de petróleo o gas, requieren de la aplicación de conceptos básicos relacionado con el flujo de fluidos en tuberías en sistemas sencillos y en red de tuberías, el uso de válvulas accesorios y las técnicas necesarias para diseñar y especificar equipos utilizados en operaciones de superficie.

Los fluidos de un yacimiento de petróleo son transportados a los separadores, donde se separan las fases líquidas y gaseosas. El gas debe ser comprimido y tratado para su uso posterior y el líquido formado por petróleo agua y emulsiones debe ser tratado para remover el agua y luego ser bombeado para transportarlo a su destino.

3



OBJETIVO El presente trabajo tiene como objetivo principal dar a conocer los requerimientos del proceso del hidrocarburo desde el momento en que sale del cabezal del pozo hasta el momento en que se entrega a petroquímica. Esto dependiendo de los fluidos que se tengan que procesar, variando para gas y aceite.

4



JUSTIFICACIÓN

Durante el transporte de hidrocarburos existen ciertos requerimientos que se tienen que llevar a cabo para el proceso de estos mismos, al entrar a las instalaciones, al salir, etc. Pero para poder comprender estos requerimientos, es necesario comprender los parámetros que rigen el diseño del proceso así como para que tipo de fluido se tiene que emplear. Por lo cual es necesario conocer las características que tenga dicho fluido, variando cuando es gas de aceite.

5



REQUERIMIENTOS DEL PROCESAMIENTO DE ACUERDO CON EL FLUIDOEl hidrocarburo se puede presentar en estado líquido o gaseoso, esto dependiendo de las temperaturas, presión y el tipo de materia orgánica que dio origen a su formación. Por este motivo el proceso por el cual tiene que pasar el hidrocarburo varía dependiendo del fluido que lo componga, siendo máslargoel proceso del aceite que el del gas, puesto que generalmente el aceite viene acompañado de gas disuelto e impurezas. Los procesamientos a los cuales se somete el hidrocarburo, están en función de las propiedades del fluido, (RGA, °API, Viscosidad, Salinidad, Gravedad específica, composición, etc.), y las impurezas presentes en la mezcla, (Agua congénita, H2S, CO2 y Sedimentos). Los tipos de fluidos que se pueden presentar en los yacimientos son os siguientes, y en los cuales variaran las propiedades dependiendo de la presencia o cantidad de gas que tenga el yacimiento. Entre la clasificación encontramos:

6



Aceite de Bajo encogimiento: Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Estos crudos tienen GOR 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo 2 y API 45 y el contenido de C 7+ mayor o igual a 30%

Aceite de Alto encogimiento: El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr , es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, T R (Tcr >T R) . Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja.

Gas y condensados: El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La ( Tcr
Gas húmedo: Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados.

Gas seco: Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.

Asfáltenos: En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento están muy por encima y a la izquierda del punto crítico. El rango de temperatura es bastante amplio. Estos no se vaporizan ni tiene punto crítico.

7



PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS

Existen dos tipos principales de separadores; verticales y horizontales. Estos se usan de acuerdo a las características de los fluidos del yacimiento que se producen, (relación gas-aceite y el porcentaje de agua). Por lo cual se le conocen como separadores bifásicos o trifásicos.Su diseño se basa principalmente mediante estudios de laboratorio (análisis PVT) y condiciones que se deseen para el manejo de los hidrocarburos.El principio básico de los separadores, radica en la distribución de los fluidos producidos, los cuales se basan en la diferencia de densidades del agua, aceite y gas.

Separación de aceite y gas Se puede realizar en una o varias etapas, como ya menciono con anterioridad, depende de la presión del yacimiento y de la cantidad de gas que se maneje, RGA. La presión de entrada y salida al separador está fijada de acuerdo a las necesidades del transporte del mismo, esto es, si el aceite va a ser conducido hacia un tanque de almacenamiento, una refinería o una tubería superficial.

Separación de agua y aceite Muchas ocasiones el agua se presenta en forma emulsificada en aceite y es necesario efectuar un tratamiento especial, sobre todo en aceite de exportación, donde no se permiten porcentajes de agua mayor al 2 %.Esto se puede llevar a cabo mediante adición de reactivos químicos, los cuales tienen como objetivo principal romper la emulsión entre el aceite y el agua, luego se calienta la mezcla y posteriormente se lleva a un deshidratador eléctrico. Los

deshid ratador es eléctr ic o s se dividen en cuatr o t ipos: a) tratador de electrodo de disco giratorio b) tratador de flujo horizontal (h.f.) c) tratador de campo concentrado (c.f.) y d) tratador de anillo concéntrico.

8



PROCESAMIENTO DEL ACEITE Generalmente, la producción de aceite en los pozos petroleros viene asociada con gas y agua, más otros elementos llamados impurezas del petróleo. En función de las proporciones de agua congénita, gas e impurezas con respecto al aceite, dependerá el diseño de las instalaciones procesadoras del producto producido y además las etapas de dichos procesamientos. Una vez que el hidrocarburo llega al estrangulador, las condiciones de presión y temperatura cambian con respecto a las condiciones del yacimiento, haciendo que ocurra una liberación gas, la cantidad de gas liberado depende del grado de encogimiento del aceite, este primer criterio se toma en cuenta para determinar la manera inicial de transporte hacia las baterías, igualmente se determinara la capacidad para gas en el separador. Otro factor relevante es el volumen de agua producida y el grado de salinidad de esta, ya que da paso a contar con el criterio para manejar óptimamente el agua. Una vez en el separador, la mezcla entra para ser separada en agua, gas y aceite, algo que se tomará en cuenta desde la salida del hidrocarburo del pozo, es el °API y la viscosidad del aceite; saliendo del separador, el gas se comprime y se trata termoquímicamente, el agua se almacena se manda a tratamiento, el aceite resultante se manda a la deshidratadora donde se hace la remoción el agua y el filtrado, finalmente el aceite estabilizado de almacena.

9



PROCESAMIENTO DEL GAS El gas producido viene acompañado de agua, la cual inicialmente es separada por equipo de eliminación de agua libre y desnatadores de condensados posteriormente pasa al separador, donde se separa el gas de los condensados y el agua, se depura y se filtra, en el caso del gas amargo: pasa por unidades de malla moleculares, tratamiento de membranas y aminas para la remoción de gases ácidos y la recolección de azufre. En caso de ser gas dulce, pasa directamente a estabilización. Los condensados de pasa a deshidratadores para la remoción de vapores de agua para su posterior recolección.

10



CONCLUSIÓN En conclusión reconocemos que existen diferentes tipos de fluidos y dependiendo de este fluido será el proceso que llevara a cabo el hidrocarburo variando de acuerdo a sus propiedades del fluido. En conclusión obtuvimos que uno de los requerimientos que necesita el proceso de los hidrocarburos es la presión a la que entra y sale el fluido de las instalaciones.

11



GLOSARIO: Aceite estabilizado : aceite que ha sido sometido a un proceso de separación con el objeto de ajustar su presión de vapor y reducir su vaporización al quedar expuesto, posteriormente, a las condiciones atmosféricas.

Aceite residual : es el líquido que permanece en la celda PVT al terminar un proceso de separación en el laboratorio. Generalmente, el aceite residual se determina a 60°F y a 14.7 psia.

Aceite en el tanque de almacenamiento : Es el líquido que resulta de la producción de los hidrocarburos en un yacimiento a través del equipo superficial empleado para separar los componentes gaseosos. Las propiedades y la composición del aceite depende de las condiciones de separación empleadas, como son: número de etapas de separación, presiones y temperaturas. El aceite en el tanque se acostumbra a reportarlo a condiciones estándar.

Densidad relativa del gas : es el peso molecular de un gas entre el peso molecular del aire.

Encogimiento: es la disminución del volumen que experimenta una fase líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su contracción térmica. El factor de encogimiento es el recíproco del factor de volumen o de formación.

Factor de volumen del gas : se define como el volumen de una masa de gas medido a presión y temperatura de un yacimiento o de escurrimiento, dividido por la misma masa de gas a condiciones estándar.

Factor volumétrico de aceite : es la relación del volumen de un líquido, medido a condiciones de yacimiento o de escurrimiento, con el volumen de dicho líquido medido en el tanque de almacenamiento a condiciones estándar.

Relación gas aceite : Son los pies cúbicos de gas producido, por cada barril de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación, como presión, temperatura y etapas, afectan el valor de dicha relación.

12



BIBLIOGRAFÍA

Transporte de Hidrocarburos ± Colegio de Ingenieros Petroleros de México ± Ing. Francisco Garaicoechea Petrilena. Ingeniería de Producción de pozos petroleros ± Universidad Nacional Autónoma de México. Aspecto del diseño de instalaciones superficiales para el manejo de hidrocarburos. PEMEX ± PEP. Fundamento de Ingeniería de Yacimientos ± Freddy Humberto Escobar Macualo, quinta edición.

13

Requerimientos Del Procesamiento de Acuerdo Con El Fluido

Recommend Documents