UNIDAD 1 CALIDAD DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
INTRODUCCION
El alumno conocerá el equipo empleado en la toma de muestras, así como los análisis que se le hacen a los fluidos con la finalidad de medir sus propiedades y poder identificar el tipo de procesamiento que requiere.
INDICE
Unidad 1 Calidad de los fluidos producidos
Introducción……………………………………………………………………….3 1.1 Muestreo de fluidos………………………………………………………….4 1.2 Métodos de análisis de fluidos…………………………………………….5-7 1.3 Análisis PVT…………………………………………………………………7-9 1.4 Requerimiento de procesamiento de acuerdo con el fluido…………...9-11 Conclusión…………………………………………………………………………12 Bibliografía…………………………………………………………………………13
1.1 MUESTREO DE FLUIDOS
Métodos de Muestreo en Tanques de Almacenamiento 1.-Muestra Compuesta: Obtener varias muestras a diferentes profundidades y analizarlas independientemente para después promediar los resultados; o también mezclarlos en una copa y analizar la mezcla. 2.-Muestra Continua: Está consiste en introducir el extractor o la botella tapada hasta el fondo del tanque al llegar ahí se retira el tapón y se empieza a subir el envase a una velocidad uniforme, permitiendo que se recolecte una muestra del crudo que represente aproximadamente el 85% del volumen total del tanque. 3.-Muestra Corrida: Se introduce la botella o el extractor destapado en el aceite hasta la profundidad de la descarga del tanque, llenándose el recipiente ; al llegar al fondo se sube, renovándose el líquido contenido, a una velocidad uniforme, permitiendo que se llene hasta alrededor del 85 % de su capacidad. 4.-Por válvulas Muestreadoras: Válvulas instaladas en la pared del tanque, están formadas por un tubo que traspasa la pared y por una válvula de cierre. El diámetro del tubo varía entre 12.5 mm y 18.75 mm, dependiendo del tipo de crudo. El extremo del tubo dentro del interior del tanque debe estar por lo menos a 10 cm de la pared. Cuando la capacidad del tanque es menor al 1590 m3 la disposición de las válvulas. Muestreo de fluidos de tuberías de conducción Muestreo de crudo: Se toman en conexiones que se encuentran preferentemente en líneas verticales, y si están en líneas horizontales, deben estar situadas arriba de la parte media del tubo y penetrar hasta el centro del mismo. La parte de la conexión que se encuentra en la línea donde puede estar perforada o con un bisel al final que tenga un Angulo de 45°y este dirigido en contra del flujo. La muestra se recolecta en una botella de vidrio o metal y después se guarda en un contenedor, para efectuar su análisis.
Gas natural: El funcionamiento de los dispositivos de muestreo está basado en uno o más fenómenos físicos asociados con las partículas pequeñas, tales como:
Su comportamiento bajo la influencia de fuerzas externas. Las propiedades ópticas de las partículas sólidas y liquidas en medios gaseosos.
1.2 METODOS DE ANALISIS DE FLUIDOS
Análisis de petróleo crudo 1.-Determinacion de la densidad relativa: La densidad relativa se define como la relación que existe entre el peso específico de una sustancia y la del agua (y=1.0).Generalmente se mide a condiciones estándar, ósea, a una temperatura de 15.5 0C y 1 atmosfera de presión. Cuando las condiciones a las que se mide son diferentes a las mencionadas (principalmente la temperatura) es necesario corregir ese valor para obtener alas condiciones estándar. Para la obtención de la densidad relativa del crudo se utiliza un densímetro o hidrómetro. Cuyá escala varía de acuerdo al tipo de crudo que se va a analizar. Para efectuar este análisis se puede usar un recipiente de metal o vidrio, hasta su marca de aforo, evitando la formación de burbujas y si estas son formadas, eliminarlas. Después se introduce el densímetro hasta el nivel en que flote de manera libre, con el cuidado de que este no toque las paredes del recipiente. Cuando se equilibre se tomara la lectura donde el nivel del crudo alcance una escala. 2.-Determinacion de la presión de vapor: Cuando los líquidos se evaporan, las moléculas liberadas en esta acción, ejercen una presión parcial en el espacio. Conocida como presión o vapor. Si el espacio por encima de la superficie libre de líquido se encuentra limitada, entonces, después de cierto tiempo el número de moléculas de vapor que chocan contra la superficie de líquido y se condensan,
resulta igual al número de moléculas que escapan de la superficie en un intervalo de tiempo dado, estableciéndose el equilibrio. La última etapa es el aparato que se usa la medición de la presión vapor, se le llama recipiente de presión de vapor. Se compone de una cámara de gasolina, cámara de aire, un manómetro y conexiones. A la cámara de aire también se le llama superior y ala de gasolina inferior. La relación entre el volumen de la cámara superior y el de la inferior debe varias entre 4.2 y 3.8.La cámara de aire es un cilindro de diámetro de 5 cm -5.3125 cm y de longitud de 25 cm+0.3125cm.En un extremo tiene una conexión de 6.25 cm de diámetro para instalar el manómetro. En el otro hay una conexión para acoplarla con la cámara de gasolina. Con respecto a la cámara de gasolina hay dos tipos: de una abertura y de dos aberturas. Es del mismo diámetro que el de la cámara anterior, pero difiere en su longitud. La diferencia entre una y otra es que la de dos aberturas tiene una válvula de aguja de 6.25 mm. El manómetro es de bourdon con un rango de presión que varía de acuerdo a la presión de vapor de la muestra. Adicionalmente se usa un recipiente donde se somete a la bomba a un baño maría y otro para la muestra. Análisis del contenido de agua y sedimentos A) Método de la centrifuga: Consiste en llenar dos tubos graduados (perillas cónicas
o
esféricas)
hasta
la
marca
del
50
%,
con
un
solvente
(Benzol,Tolueno,Gasolina blanca) y añadir la muestra a analizar hasta la marca del 100%,agitarlos hasta que se mezcle bien posteriormente se colocan en la centrifuga y se centrifugan a una velocidad de 1500 rpm. Durante un tiempo que varía entre 3 y 10 minutos, dependiendo de las características de la mezcla. Luego se lee directamente el porcentaje de agua y solidos con una exactitud de 0.1 %.Después se colocan en la centrifuga durante un periodo de tiempo igual al final del cual se toma de nuevo la lectura. Si la diferencia de lecturas esta fuera de un rango de 0.2 % se vuelven a colocar en la centrifuga; cuando estén en el rango se suman las lecturas y ese valor será el % de agua y solidos de la muestra. En cierto
tipo de crudo es necesario calentar hasta 600 C antes de hacer la medición, para evitar que dentro del contenido de agua y solidos se incluya material ceroso. B) Método de depositacion por gravedad: Se usa un cilindro de cristal de fondo plano (Matraz).Se llena el matraz con la muestra hasta la marca 100% y se coloca en un calentador a una temperatura de 50°C durante 24 horas. Después se retira el matraz y se toma la lectura del porcentaje de agua y sólidos. De preferencia colocar un termostato para regular la temperatura. C) Método por destilación: Para esta prueba se toman 100 cm3 de la muestra y se coloca en un matraz de 500 cm3 de gasolina y el 25% de benzol. El matraz se coloca en el aparato para destilación de agua que consiste en un refrigerante de 30.5 cm de longitud y una trampa de 10 cm3 con el objeto de que el agua no vuelva al matraz. Se calienta el matraz hasta 150°C con lo que el agua que hay en la muestra se evapora al pasar por el refrigerante se condensa y escurre a la trampa, en donde se almacena lectura del porcentaje de agua se toma directamente de la trampa.
1.3 ANALISIS PVT
Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos: permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. Las nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.
Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento (PVT), se procede a recopilar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, la temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PTV existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no se útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entré otros problemas. Es por ello que en el análisis PTV debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que estos sean bastante representativos y de esta manera nos de la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza, de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos a la toma de muestras como son:
Presión estática del yacimiento. Presión fluyendo. Presión y temperatura a la cabeza del pozo. Presión y temperatura del separador. Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque. Factor de encogimiento del aceite.
En el laboratorio: Pará realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción, de manera que este a condiciones de temperatura y presión
inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento.
El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (Volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación de la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PTV es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos puede presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos nuestra data de análisis PVT ,tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PTV ,efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.
1.4 REQUERIMIENTO DE PROCESAMIENTO DE ACUERDO CON EL FLUIDO
El 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 más largo el
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:
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 C7+ 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, TR (Tcr > TR). 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 < TR) y el punto cricondetérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5%, 70000 < GOR < 100000 pcs/STB 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.
CONCLUSION
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.
BIBLIOGRAFIA:
http://es.slideshare.net/GuillermoAlmaznHernndez/unidad-1-calidad-de-los-fluidosproducidos http://www.portaldelpetroleo.com/2011/03/megapost-muestreo-de-fluidos-en.html https://es.scribd.com/search? page=1&content_type=tops&query=REQUERIMIENTO%20DE %20PROCESAMIENTO%20DE%20ACUERDO%20CON%20EL%20FLUIDO
