UNIDAD 1 Conduccion

2013

04 DE SEPTIEMBRE DE 2013

UNIDAD I Calidad de los Fluidos Producidos. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS.

INSTITUTO TEGNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos Ingeniería Petrolera

Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos Ingeniería Petrolera

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. COATZACOALCOS. OBJETIVO. El alumno alumno identificará y conocerá los sistemas sistemas de muestreo métodos de análisis y los requerimientos en el procesamiento de los fluidos acuerdo a su tipo, para lograr el control de calidad calidad requerida. requerida. TEMARIO:

UNIDAD

1

TEMAS CALIDAD DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.

SUBTEMAS 1.1. 1.2. 1.3. 1.4.

MUESTREO DE FLUIDOS. METODOS DE ANALISIS DE FLUIDOS. ANALISIS PVT. REQUERIMIENTOS DE PROCESAMIENTO ACUERDO CON EL FLUIDO.

DE

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. INTRODUCCIÓN. DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACIÓN. Capítulo II.- De los elementos que deben contener los proyectos: Artículo 11. Para que el diseño de los proyectos, sean éstos de exploración o de explotación, se apegue a las mejores prácticas, PEMEX deberá desarrollar, con el máximo nivel de detalle que permita la etapa en la que se encuentren y el tipo de proyecto, los siguientes elementos: I. II. III. IV. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Identificación de las principales alternativas. Evaluación de las principales alternativas. Plan de ejecución del proyecto. Aspectos Geológicos, Geofísicos y de Ingeniería. Geología. Sismología. Petrofísica. Volumetría. Estudios de fluidos PVT. Pruebas de presión-producción. Química de fluidos. Mecanismos de producción y modelos. Factor de recuperación y perfiles de producción. Métodos de recuperación adicional como secundaria, mejorada u otra.

12.4.5. Estudios de fluidos PVT PEMEX realizará los estudios de información de presión, volumen y temperatura, o de fluidos PVT, para la caracterización del tipo de efluentes de acuerdo a sus propiedades físicas y termodinámicas que sirven para determinar la mejor forma de producción. Para tal efecto, deberá indicarse si se realizó muestreo preservado y cómo se validaron las muestras, incluyendo: I. II. III.

Los parámetros para el cálculo del volumen original de hidrocarburos. Análisis de la composición de los fluidos. Comportamiento de los fluidos durante la producción (yacimiento-pozo).

Asimismo, PEMEX incorporará la información de pruebas de presión y producción en el pozo al nivel del yacimiento, antes y durante la produ cción, las cuales deberán proveer los siguientes datos:

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. I. II.

Información acerca de la naturaleza de los fluidos; Información del área drenada por el pozo y la permeabilidad de la formación, indicando la calidad de la zona productora y la productividad del pozo, de la cual finalmente se deduce el gasto óptimo de producción.

12.4.7. Química de fluidos. PEMEX incorporará la información sobre la composición de los fluidos del yacimiento, o química de fluidos. Las siguientes propiedades deben ser descritas de manera particular, y de forma independiente al análisis PVT: I. II. III. IV. V. VI.

El contenido de agua y sal. Estudios de asfáltenos, resinas y parafinas. Sólidos: arenas y sedimentos. Corrosión y facilidad de formación de hidratos. Tendencias a formación de emulsiones. Estudios de miscibilidad.

12.4.8. Mecanismos de producción y modelos PEMEX presentará la evaluación de los diversos mecanismos de producción y la base de decisión para la elección del método de recuperación a evaluar o seleccionado, con el apoyo de las bases de datos necesarias, entre las que se encuentran, el análisis principal, los estudios de miscibilidad y las simulaciones. En este apartado deberán presentarse los pronósticos de producción mensual y acumulada de aceite, gas y condensado y/o gas según corresponda, por pozo, yacimiento y campo. Los gastos de producción esperados así como los gastos de inyección deben ser descritos y documentados, señalando el método de obtención de éstos, estableciendo de manera clara, entre otros, los siguientes: I.

II.

III.

Correlaciones: Se utilizará únicamente en yacimientos en donde sólo se tengan pozos exploratorios, o donde no se cuente con la suficiente información para determinarlo por otros métodos. Curvas de declinación: Se aplicará en yacimientos donde la etapa de explotación sea avanzada y se pueda determinar una declinación, siempre y cuando la historia de producción sea confiable. Balance de materia: Se aplicará en yacimientos donde se cuente con información confiable como los análisis PVT, por ejemplo.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Simulación de yacimientos: Para el caso de la simulación de yacimientos PEMEX deberá utilizar cuando se cuente con suficiente información, tal como: Modelo geológico. Análisis PVT. Análisis petrofísico (permeabilidades relativas, presiones capilares, mojabilidad). Registros geofísicos. Historia de producción. Presiones. Datos de compresibilidad de la formación y de fluidos.

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Asimismo, PEMEX presentará el modelo de simulación, así como los datos utilizados para los diferentes escenarios en las corridas analizadas, así como, describir las incertidumbres en relación con los datos de entrada y cómo afectan al cálculo de la producción del yacimiento.

COMISION NACIONAL DE HIDROCARBUROS. RESOLUCION, CH.06.001/09 por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer las disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos. Capítulo III.- Del manejo operativo de la destrucción del gas (quema y del venteo) Artículo 22. PEMEX dará aviso a la Comisión de la terminación de los trabajos de construcción de las instalaciones, y remitirá adjunto al mismo un Programa de Inversiones, Operación y Mantenimiento a las Instalaciones dedicadas a la conservación, aprovechamiento y, en su caso, a la destrucción controlada de gas, el cual contendrá, al menos, la siguiente información: I.

Resultados del estudio PVT (Presión, Volumen, Temperatura) referido a los fluidos del yacimiento y en especial al gas asociado, en el cual se deberá reportar al menos, el contenido en porcentaje de los siguientes elementos: a) b) c) d) e)

Gases inertes Nitrógeno, Helio y Argón Gases ácidos: Ácido Sulfhídrico y dióxido de carbón Componentes ligeros: Metano, Etano, Propano, Butano y Pentano Componentes pesados: Parafinas, Naftas y aromáticos. Compuestos con azufre e hidrocarburos con metales

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Asimismo, PEMEX reportará de forma separada dentro del análisis PVT, respecto de los fluidos del yacimiento en cuestión, la siguiente información: I. Gases inertes. II. Gases ácidos. III. Contenido de componentes ligeros y pesados.

Modelo geológico y diseño de actividades de exploración. a) Cuando se trate de un proyecto exploratorio, las incertidumbres asociadas son amplias, por lo que, es recomendación de esta Comisión que los estudios geológicos y los estudios de adquisición sísmica 3D sean integrados a los modelos con el fin de identificar y jerarquizar las áreas prioritarias para la definición de oportunidades exploratorias de mayor certidumbre. b) Debido a los riesgos exploratorios del proyecto, se requiere que los programas multianuales de perforación de pozos y de realización de estudios sean actualizados al contar con información resultante de estudios o de la perforación de pozos. Se deberá reportar la posible actualización del proyecto a la CNH para verificar si existen modificaciones sustantivas que requieran una modificación en las asignaciones petroleras. c) Es de vital importancia contar con las propiedades petrofísicas y de los fluidos contenidos en el yacimiento, de modo que dichas propiedades puedan representar fielmente las cualidades dinámicas que describen el flujo de los fluidos en el yacimiento, y así poder realizar estimaciones sobre el comportamiento de los mecanismos de producción relevantes, y de perfiles de producción que permitan apoyar en la estrategia de explotación de los campos descubiertos que logren incorporar reservas de hidrocarburos. Por lo anterior se debe contar con un programa de toma de información que considere: Pruebas de presión-producción. Análisis PVT para caracterización de fluidos. Análisis Stiff; corte de núcleos para caracterización de roca. Estudios geomecánicos.    

Así como análisis de laboratorios para determinar: 1. Permeabilidades relativas. 2. Presiones capilares. 3. Índices de mojabilidad Similarmente, se deben tomar de registros geofísicos para ubicar los contactos agua-aceite y/o gas aceite, saturaciones de fluidos, y cara cterización petrofísica.

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Cabe mencionar que con una adecuada caracterización del yacimiento y sus fluidos, se debe realizar una adecuada estrategia de explotación, que considere los diferentes procesos de recuperación, y así maximizar el valor eco nómico del proyecto. En el caso de éxito exploratorio, presentar el programa de toma de información que incluya: Pruebas de presión-producción. Análisis PVT. Corte o análisis de núcleos. Experimentos de laboratorios, entre otros.    

Lo anterior, para determinar características del sistema roca-fluidos que permitan apoyar en la estrategia de explotación de los campos descubiertos o de los cuales se logren incorporar reservas de hidrocarburos.

Fig. 1.- Metodología para Optimización de los Tratamientos de Estimulación.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 1.1.- MUESTREO DE FLUIDOS INTRODUCCIÓN. La determinación de la calidad del crudo es una de las operaciones más importantes dentro del manejo de los hidrocarburos en la superficie y para efectuarlo es necesario recolectar muestras bajo las normas establecidas. Debe tenerse cuida-do para estar seguro de que la muestra sea representativa del volumen total del crudo. Errores de gran magnitud pueden introducirse como resultado de un muestreo incorrecto o inapropiado. Por ejemplo: en el muestreo del aceite que fluye en la tubería de descarga de un pozo se encuentran grandes variaciones en el porcentaje de agua o aceite. Aunque se hicieran muestreos a intervalos regulares y se promediaran los resultados, es mejor conducir el aceite a un tanque de aforo (prueba) y muestrearlo después que el agua se haya separado por gravedad. Una vez examinado, el valor obtenido será mucho más representativo que el deducido a partir de muestras en la tubería de escurrimiento. Además, parte del agua se encuentra emulsionada, por lo que no se separa. También se encuentran en suspensión pequeñas partículas de arcilla o arena. Esto sucede sobre todo cerca del fondo del tanque, por lo que un muestreo a diferentes profundidades muestra un incremento en los porcentajes de agua y sólidos conforme va hacia el fondo. El aceite almacenado por largo tiempo muestra una estratificación bien definida, por lo que se debe muestrear a diferentes profundidades y los resultados de los análisis promediarlos para obtener valores significativos.

CONCEPTOS: MUESTREO DE FLUIDOS. El muestreo puede definirse como la ciencia que desarrolla y mejora métodos e instrumentos para obtener información sobre la composición y naturaleza química de la materia.

¿QUE ES UNA MUESTREO? En una forma general, muestreo es la operación de remover una porción de un material a granel para analizar, de tal forma, que la porción sea representativa de las propiedades físicas y químicas del material. Desde el punto de vista estadístico, se espera que el muestreo provea datos analíticos de algunas propiedades del material y que estos puedan determinarse con errores controlados y conocidos .

UNA MUESTRA, ¿ES SIEMPRE REPRESENTATIVA? Veamos algunas definiciones útiles:


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Una muestra representativa contiene todo lo que contiene el producto al momento de muestrear. Una muestra representativa es la que tiene igual composición que el material cuando este último sea considerado como un todo homogéneo. Una muestra representativa es una porción extraída del volumen total que contiene los constituyentes en igual proporción en que están presentes en el volumen total. Una muestra simple, puede o no contener los constituyentes en las mismas proporciones que están presentes en el volumen total. Una muestra puntual (spot) es la tomada en una locación especifica (tanque o corriente que fluye por una cañería) en un momento especifico (y por ende bajo un conjunto de condiciones definidas).

El concepto de muestra verdaderamente representativa, parece válido en solo dos casos: 1. Cuando las muestras se definen representativas “a priori” para un propósito específico. 2. En casos de muestreo de materiales verdaderamente homogéneos. Dadas entonces, las dificultades para producir una “Muestra Representativa” se recomienda que el uso de este concepto sea desalentado a fines generales y reservado solamente para casos donde el esfuerzo requerido para preparar tal muestra lo justifique.

MUESTREO: Es la técnica para recoger una muestra a partir de una población o un subgrupo de esta el objetivo es estimar parámetros por ejemplo, medidas, prevalecías etc. Permite inferir sobre la población basándose en la información de la muestra. VENTAJAS: 1. Rapidez y facilidad para realizar el estudio. 2. Menor número de sujeto a estudiar. 3. Menor costo económico 4. Mayor validez del estudio 5. Mayor número de variables a estudiar. 6. Controlar y ajustar posibles variables de confusión Cualquier muestra debe reunir dos condiciones para ser representativa dentro del universo. VARIABLES CUALITATIVAS: Homogénea: Compuesta solo por elementos que permanecen al universo previamente definido. Adecuada: al incluir todas las variables esenciales de los elementos que existen en el universo.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Noviciada: Al presentar variaciones que determinadas variables que es más la misma frecuencia que el universo.

TÉCNICAS DE MUESTREO DE FLUIDOS. EQUIPO: EXTRACTOR Sirve para tomar muestras en un tanque a cualquier profundidad y evita que se contamine al sacarla. Está hecho de metal de baja tendencia a la chispa, es decir, que el acero no debe, al tener fricción con el crudo al desplazarlo dentro del tanque, producir chispas que provoquen el incendio del tanque. Consta de las siguientes partes: un recipiente que sirve para almacenar la muestra; válvulas para extraer la muestra del interior; varillas de extensión para sacar muestras a cualquier profundidad; una escala para determinar la altura de la columna de agua y sólidos; una abertura para medir la densidad relativa o la temperatura; un contrapeso para mantener el extractor en posición vertical; y un cable de acero para sumergir el extractor a cualquier profundidad dentro del tanque.

BOTELLA Es un envase de metal o de vidrio donde se recolectan muestras al sumergirlo en un tanque o conectarlo a una válvula muestreadora. En el fondo tiene un contrapeso con el fin de poder sumergirlo en el tanque. La abertura de la boca de la botella varía entre 18.75 mm. y 38.1 mm. y tiene una longitud de 349.25 mm. El diámetro de la boca depende del tipo de crudo a muestrear. Tiene un tapón para proteger la muestra de la contaminación. Adicionalmente a este equipo existe un porta-muestras que es una probeta que sirve para detectar el porcentaje de agua del tanque; una copa que sirve para mezclar varias muestras de un tanque y a partir de ahí hacerles pruebas para determinar los valores por medio de sus profundidades.


MÉTODOS DE MUESTREO MUESTREO COMPUESTAS. Existen varias técnicas en el muestreo a tanques. La primera de ellas consiste en obtener una muestra compuesta, es decir, obtener varias muestras a diferentes profundidades y analizarlas independientemente para después promediar los resultados; o también mezclarlos en una copa y analizar la mezcla. Las profundidades de las muestras recolectadas dependerán del nivel del aceite en el tanque. Si se encuentra a su máxima capacidad se pueden recolectar tres muestras: una en la parte superior, una en la intermedia y otra en la parte inferior, cerca de la salida de la descarga. Si se encuentra a dos tercios de su capacidad total se toma una muestra en la parte superior y otra en la inferior. Si se encuentra a la mitad o menos, se toma una muestra a la mitad de la columna de aceite.


MUESTRA CONTINUA Otra técnica consiste en obtener una muestra continua. Esta 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.

MUESTRA CORRIDA Un método más consiste en obtener una 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.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Al obtener la muestra en la parte superior del tanque, en cualquiera de los métodos descritos anteriormente, debe tenerse la precaución de que sea por lo menos 30 cm debajo del nivel superior del aceite, para ev itar la contaminación. Al hacerlo en la parte media debe ser lo más exacto posible. Al hacerlo en la parte inferior debe encontrarse a un nivel más abajo de la descarga. Cuando se sube o se baja el recipiente muestreador debe moverse lentamente con el fin de evitar la agitación del contenido, ya que esto puede provocar la evaporación de los componentes ligeros. Los muestreros (válvulas muestreadoras) constituyen otro procedimiento de muestreo. Son válvulas que se instalan en la pared del tanque. Están formadas por un tubo que traspasa la pared del tanque 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 3

capacidad del tanque es menor a 1590 m la disposición de las válvulas muestreadoras es la siguiente: la superior se coloca a 45 cm. debajo del techo (cúpula) del tanque y la intermedia equidistante de las anteriores. Además existe otra a 10 cm. Debajo de la 3

descarga para muestrear el aceite que no se bombea. Para tanques mayores a 1590 m se instalan por lo menos dos juegos de 5 válvulas equidistantes del tubo de descarga y del tubo de llenado.

Cuando se inicia la toma de una muestra, primero se debe drenar un volumen igual a dos veces el de la válvula muestreadora, para evitar recolectar aceite estancado y después se recaba la muestra. Debe procurarse que el volumen de las muestras que se obtiene de las diferentes válvulas sea el mismo.

MUESTREO EN TUBERÍAS DE CONDUCCIÓN. CRUDO: Las muestras de crudo que se obtienen en tuberías 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 0 o con un bisel al final que tenga un ángulo de 45 y esté dirigido en contra del flujo. La

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. muestra se recolecta en una botella de vidrio o metal y después se guarda en un contenedor, para efectuar su análisis.

GAS NATURAL: Para evitar la acumulación de líquido y polvo en gasoductos, primeramente se debe tener la información sobre las condiciones de flujo y operación del sistema, tales como: diámetros y longitudes de tuberías, presiones, gastos, temperaturas, mantenimiento a las tuberías y análisis composicional del gas. Esta información es útil al identificar el problema, contando con un muestreo y análisis de las partículas contenidas en el flujo de gas.

Muestreo: El muestreo de las partículas suspendidas en la corriente de gas es muy importante, ya que la selección de los dispositivos que serán usados para eliminarlas, depende en gran parte de sus características. El muestreo debe ser cuidadoso, a fin de que la muestra sea representativa de las partículas contenidas en el gas. Instrumentos de Muestreo: 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 líquidas en medios gaseosos. De acuerdo al principio de funcionamiento de los instrumentos de muestreo se dividen, en dos grupos: a) de detección b) Colección de partículas. a) El instrumento de detección que se ha empleado más ampliamente, es el dispersor de luz, un dispositivo que mide la intensidad de la luz dispersa por las partículas suspendidas. Calibrando el aparato se puede obtener la concentración de las partículas en el gas. El primer instrumento basado en la dispersión de la luz fue desarrollado por la Mer y Sinclair. Sus principales componentes son: una fuente luminosa, un conjunto de lentes y difractores, una fotocelda, un amplificador, un medidor, y un registrador.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. En este aparato se hace fluir el gas a través de un rayo de luz y las partículas se detectan en la fotocelda, como pequeñas manchas luminosas en un fondo negro. Posteriormente estas manchas se amplifican, se miden y se registran, con lo que se obtiene la concentración de las partículas en el gas. b) Colectores de partículas: En estos dispositivos se hace pasar una muestra de gas a través del colector, el cual separa las partículas suspendidas, las cuales se pueden examinar ya sea con el microscopio o bien por análisis físicos y químicos. Los aparatos de muestreo más usados son los filtros, de los cuales existen dos tipos: a) Filtro tipo Mat b) Membranas Porosas. Los primeros están fabricados de papel o fieltro y se emplean cuando se desea colectar muestras para análisis gravimétricos y químicos. El tipo Membrana colecta las partículas sobre su superficie, facilitando su examen microscópico. Las partículas líquidas no se pueden examinar porque son absorbidas por el fieltro, por lo cual únicamente son útiles con partículas sólidas.

Sistema de Muestreo: La disposición de los componentes del sistema para muestreo de gas en una línea. Aunque la configuración del sistema mostrado puede variar, los componentes básicos son los mismos. Las partes más importantes son: el probador de muestreo y la boquilla. El equipo incluye un colector o detector de partículas tal como un filtro o un fotómetro dispersor de luz. Para controlar el flujo a través del probador, se coloca una válvula después del detector. El gasto se registra continuamente durante el muestreo, mediante un medidor de flujo. La línea, en la sección de muestras debe tener un empaque, para extraer e insertar el probador sin que ocurran fugas de gas. El diámetro de la boquilla debe ser preferentemente mayor de 0.40 pg. y su borde biselado para reducir la turbulencia.


Para que la muestra sea representativa, el muestreo del gas debe ser ISOCINÉTICO, es decir el gasto de gas a través del probador debe ser tal que la velocidad del gas en la boquilla sea la misma que en el gasoducto.

La figura sirve para obtener el gasto de flujo necesario para que el muestreo sea ISOCINETICO, si se entra con el diámetro de la boquilla y la velocidad en la línea. El punto de muestreo, se debe localizar a lo largo de una sección recta del ducto, donde el gas fluya sin perturbaciones. Nunca deben ponerse después de codos o contracciones, porque se provocan turbulencias que afectan la corriente de gas. El probador se puede colocar en diferentes posiciones, en teoría la configuración más conveniente, ya que la corriente de gas a través del probador no cambia de dirección. Sin embargo esta forma de muestreo está limitada a tuberías de diámetro

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. pequeño, ya que el probador para tuberías de gran diámetro debe ser muy largo y resulta difícil de manejar. La boquilla de muestreo debe localizarse al menos 10 diámetros de tubería antes del cambio de dirección a fin de evitar las turbulencias causadas por el cambio de dirección en la línea.

El probador está situado a un lado del tubo. En este caso el flujo de gas es siempre horizontal, y se tiene el problema de depositación de partículas en el probador. La depositación se puede reducir, disminuyendo la longitud del probador. El probador está colocado arriba o abajo del gasoducto. Las pérdidas por impacto de las partículas y la depositación es mínima en el segundo caso, ya que las partículas tienden a moverse por gravedad a través del probador. Otra ventaja del muestreo desde abajo es que la velocidad no es tan crítica debido a que la depositación y el flujo ocurren en la misma dirección. Cuando el muestro se hace desde arriba existe el inconveniente de acumulación de partículas n el cambio de dirección del probador.

Muestro automatizado Los muestradores proporcionales.

automatizados

se

dividen

en

proporcionales

y

no

Los proporcionales se subdividen en: Continuos e intermitentes; en los continuos se toman muestras en forma permanente y en los intermitentes en etapas. Los muestreadores automatizados proporcionales recogen muestras cuyo volumen es proporcional al gasto del aceite, ya sea variando el volumen de la muestra o cambiando el muestreo de continuo a intermitente o viceversa. Los muestreadores no proporcionales solo se recomiendan en casos donde el gasto de crudo no varía significativamente. En el muestreo tanto en tuberías de conducción como en el automatizado existen un equipo adicional: La sonda muestradora y el contenedor.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. La sonda muestreadora es un dispositivo que se usa para extraer una pequeña cantidad de aceite que sea representativa del volumen total que se transporta. Existen diferentes tipos; uno de ellos es un tubo que se extiende hasta el centro de la tubería cuyo 0

extremo está biselado a 45 y en contra del flujo. Otro es un tubo perforado perpendicular y en contra del flujo; el tamaño y la posición de los agujeros dependen del tipo de crudo, evitando la entrada de partículas y la estratificación para tomar una muestra representativa. Se colocan en tuberías verticales y de diámetro reducido, para eludir la estratificación. El contenedor es un recipiente que sirve para almacenar una muestra obtenida durante cierto tiempo y permitir su transporte. Hay dos diseños básicos: El contenedor atmosférico que se usa para reducir las pérdidas por evaporación y proteger la muestra de la contaminación y el contenedor cerrado que elimina las pérdidas de volumen. Ambos contenedores deben construirse de manera que puedan inspeccionarse por dentro y limpiarse fácilmente.

Muestro a pozos de gas condensado. El muestreo a pozos de gas y condensado no se efectúa con los métodos mencionados anteriormente, debido a las condiciones existentes tales como: Alta relación Gas-Líquido, alta presión de flujo, volatilidad de los componentes líquidos, etc. Por lo que una manera de recolectar muestras, es colocando un tubo muestreador en el árbol de válvulas que desvía parte del fluido del yacimiento hacia una unidad especial donde se hacen los análisis. Otra manera práctica pero no muy recomendable es por medio de una bala metálica portátil con mangueras de alta presión, la cual se conecta directamente al cabezal del pozo y se toma la muestra a la presión que se requiera.

INSTRUMENTOS PARA MUESTREO DE HIDROCARBUROS A FONDO DE POZO. La necesidad de realizar caracterizaciones de fluidos de yacimiento a condiciones controladas, ha originado el desarrollo de una herramienta capaz de obtener muestras de hidrocarburos en el fondo de los pozos y llevarla hasta la superficie para su posterior análisis en laboratorio manteniendo las condiciones de presión y temperatura originales. EI instrumento tecnológico consiste en un sistema para muestreo de hidrocarburos preservando presión y temperatura de yacimiento, formado por dos bloques, el primero de ellos denominado de fondo integrado por una sonda de muestreo que opera a condiciones extremas de presión y temperatura, esto es 1054.5 kg/cm2 y 175°C respectivamente, en cuyo interior se encuentra una cámara que aloja una muestra de hidrocarburo de 300 ml. Los parámetros P y T, son monitoreados a través de un sensor de presión y temperatura controladas por un sistema electrónico original alojado en el interior de la herramienta. La muestra ingresa a la cámara por diferencia de presión mediante una válvula controlada electrónicamente desde la superficie. EI segundo bloque, denominado

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. de superficie está integrado por una computadora portátil con el “ software” diseñado para control de los parámetros y almacenamiento de los mismos en archivos que posteriormente pueden ser consultados, una interfaz de comunicación y el equipo para almacenamiento y transferencia de la muestra, todos estos los sistemas son controlados electrónicamente. La precipitación y depositación de parafinas y asfáltenos se manifiesta en todas las etapas de la producción de petróleo. Esta depositación obstruye, según el caso, las tuberías de producción, transmisión, instalaciones superficiales de prod ucción y los ductos de transporte. En otros casos la precipitación de parafinas y asfáltenos reduce la permeabilidad del yacimiento, y cuando ésta ocurre cerca del pozo produce daño a la formación y obstruye los orificios de los disparos. La precipitación de asfáltenos y parafinas se desencadena por varios factores, entre los que se puede mencionar: cambios de presión, temperatura, composición química del crudo, mezclas con diluyentes u otros aceites y durante la estimulación ácida. Los métodos actuales para evitar las pérdidas de productividad de los pozos (caídas indeseables de presión) consisten en el diario monitoreo de la producción y en aplicar alguna de las técnicas de remoción de depositaciones cuando se llega a una producción mínima aceptable. En otras palabras, no existen aún técnicas para prever el fenómeno y combatirlo tempranamente. El fenómeno de depositación de asfáltenos y parafinas no se ha caracterizado totalmente y aún quedan muchas incógnitas por resolver. La caracterización inicial del comportamiento del crudo permite diseñar adecuadamente el aparejo de producción, así como las instalaciones superficiales, para todas las etapas de producción del pozo. Por lo tanto se requiere conocer de antemano que fenómenos de depositación existirán en a lgún momento de la vida productiva del pozo. Las técnicas estándar de muestreo de fluido de fondo de pozo permiten obtener la muestra y llevarla a superficie a “volumen constante”, variando la temperatura según el

ambiente y la presión que depende de V, y T, varía lo necesario según la composición del fluido. En otras palabras y dado que el fenómeno de depositación es irreversible, no se pueden restituir las condiciones iniciales del fluido y por lo tanto es imposible estudiar este fenómeno. Existen otras técnicas donde se mantiene la presión y el volumen, pero no la temperatura, esto es, no se logra el objetivo. A diferencia de equipos comerciales, en los que el principio de operación es preservar a presión de la muestra de hidrocarburos por arriba de la presión de yacimiento mediante una carga de nitrógeno, el sistema desarrollado se basa en el empleo de una fuente de energía calorífica para mantener la muestra a una temperatura de yacimiento constante. Así como también, la muestra es alojada herméticamente en una cámara contenedora, asegurando que no ocurran variaciones de presión durante todo el proceso.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. DESCRIPCIÓN DEL INSTRUMENTO La sonda de muestreo o equipo de fondo, figura, consiste de una herramienta con medidores de presión, temperatura, detectores de coples y los módulos para obtención y alojamiento de la muestra, los cuales se diseñaron para operar en presencia de H2S y 54.5 kg/cm2 respectivamente. Se cuenta con una computadora personal donde se instalaron programas de cómputo de adquisición, control y manejo de información de donde a través de una interface se enviará información a la herramienta de fondo, así como también se recibirán las señales, de esta forma se permitirá tener mediciones en tiempo real de los parámetros de fondo del pozo.

En la superficie, una vez extraída la herramienta del fondo del pozo, la cámara contenedora de hidrocarburos se introduce a un dispositivo, figura, por medio del cual se mantiene a temperatura constante. La transferencia de la muestra puede realizarse en un laboratorio o en campo, a un contenedor. Dicha transferencia se llevará a cabo de manera intermitente con la finalidad de no emplear mercurio como fluido de desplazamiento. Conservando en todo momento, propiedades de presión y temperatura de la muestra constantes.


En el proceso de transportación, se considera que la energía eléctrica necesaria para mantener la temperatura constante, es suministrada por la unidad de transporte, además de que el dispositivo cuenta con un módulo de baterías de resguardo para los casos en que se realicen maniobras como cambios de unidad de transporte a algún imprevisto. Durante todo el proceso de transportación se lleva un registro de los parámetros de presión y temperatura de la muestra, lo que permite asegurar la calidad de la misma, la figura, muestra un reporte generado por el sistema, donde se aprecian las variaciones de la temperatura y presión

La figura, muestra un diagrama general del sistema de muestreo, que está formado por dos bloques, el primero denominado equipo de superficie integrado por los siguientes elementos: • Unidad de adquisición y procesamiento de datos (computadora Lap-top) • Fuente de alimentación con rango de 300 a 500 Volt • Interface de comunicación con equipo de fondo • Estabilizador de temperatura (usado en fase de transporte y/o almacenamiento)

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Módulo de baterías Unidad alternativa de energía

El equipo de fondo está integrado por una sonda para muestreo de hidrocarburos, formado por los siguientes módulos: • Módulo de amortiguador • Contenedor • Módulo de control electrónico • Módulo de sensores • CCL. En una primera etapa, como equipo prototipo se construyó un sistema completo que incluye los elementos integrados por los dos bloques.

ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA            

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Diámetro exterior de la herramienta de fondo : 42.84 mm Longitud total aproximada: 3.80 m Longitud total separando la electrónica : 2.50 m Peso aproximado: 28 Kg Volumen de muestreo: 300 cc Temperatura máxima de operación: 175º C Presión máxima de operación: 1054.5 kg/cm2 Variación de temperatura controlada: ± 1 º C Resolución del sensor de presión de la cámara de almacenamiento: 0.013% Conexión con cabeza MH-22 monocable Tiene adaptado un detector de coples de 42.84 mm Capacidad de monitorear las condiciones de presión y temperatura del yacimiento en forma simultánea. Almacena información del comportamiento de la muestra por 32 días de forma ininterrumpida, tomando datos cada segundo con promedio por hora. El sistema de calefacción se regula electrónicamente tomando como referencia la temperatura de yacimiento. La fuente de poder tiene una capacidad de hasta 500 volts, para alimentación del calentador en el fondo del pozo. El equipo de fondo está controlado por una Lap-Top, de uso rudo con el programa de cómputo para control de la válvula, así como de la adquisición y manejo de la información. La fase de transferencia se realiza sin emplear mercurio. Los componentes del contenedor están fabricados de aleación 17-4Ph. La válvula de admisión está fabricada de acero inoxidable 316. Las camisas exteriores de los demás elementos están fabricadas de aleación de titanio

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tipo 6-6-2.

CARACTERISTICAS GENERALES El sistema de muestreo de hidrocarburos, equipo de fondo está diseñado para soportar altas presiones y altas temperaturas, el contenedor de la muestra se probó a nivel de laboratorio hasta una presión de 1054.5 kg/cm 2 y una temperatura de hasta 175°C. El sistema presenta la oportunidad de realizar análisis de tipo PVT con una muestra viva del yacimiento, con condiciones de presión y temperatura controladas, ya que cuenta con dispositivos eléctricos y electrónicos que controlan las variaciones de la temperatura en el orden de ± 1 °C, controlando por ende la presión.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 1.2.- METODOS ANALISIS DE FLUIDOS. La producción de los pozos petroleros está formada por hidrocarburos líquidos (aceite), hidrocarburos gaseosos (gas natural) y agua salada en proporciones variables, por lo que son necesarios los procesos de deshidratación y desalado del crudo. Siendo el agua y el aceite fluidos no miscibles, cuando se ponen en contacto bajo condiciones de turbulencia se forman dispersiones estables (emulsiones) de ambos fluidos. El tratamiento de las emulsiones se refiere a la separación de agua dispersa en el aceite, antes de su refinación o venta, en la actualidad la deshidratación de los crudos es una práctica común en la Industria Petrolera, lo cual requiere de un conocimiento amplio de los mecanismos de emulsificación y la influencia de algunos efectos físicos y químicos sobre el rompimiento de dichas emulsiones. Las principales impurezas o materiales contaminantes son el agua y sales solubles e insolubles asociadas con ella. Las sales solubles en agua consisten principalmente de sales de sodio, calcio y magnesio, generalmente cloruros, aunque en algunas áreas se han encontrado cantidades considerables de sulfatos. El agua, las sales y los sólidos que acompañan al aceite afectan en múltiples formas la refinación de crudo. Los principales daños que ocasionan son:

Corrosión: mientras más se acerque el desalado de los crudos al 100%, será menor la proliferación de ácido clorhídrico (HCl) en la d estilación. El HCl es muy corrosivo. Los cloruros de fierro formados producen corrosión adicional, cuando algunos ácidos orgánicos y ácido sulfhídrico (H 2S) están presentes en el aceite, bajo condiciones reductoras. Los cloruros de fierro reaccionan con el (H 2S) produciendo HCl; de donde se concluye que estos cloruros, al tener una doble acción, deben reducirse a su mínima concentración posible. Abrasión : Mientras mayor cantidad de sólidos sean separados del aceite, será menor la acción erosiva en los puntos de máxima velocidad y turbulencia, tales como tuberías de alimentación de crudo, accesorios con desviación de flujo (válvulas, codos, etc.) cambiadores de calor y bom bas. Taponamiento: Cuando se efectúa una eficiente limpieza del crudo, se

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. depositan menores cantidades de sales y otros sólidos en los cambiadores de calor y en el equipo de destilación. En ocasiones la acumulación de parafina obstruye totalmente el área de flujo. Con la depositación de sólidos, la eficiencia en la transmisión de calor, en la capacidad de fraccionado del crudo y su gasto disminuye al grado de requerirse frecuentes limpiezas del equipo, aumentando los costos de tratamiento. La complejidad de las emulsiones aumenta día a día debido al creciente empleo de métodos de recuperación secundaria, que introducen cambios notables en las características de las emulsiones por el efecto de los productos químicos utilizados. Cuando el aceite se exporta, el precio del crudo se ve afectado según el volumen de impurezas presentes en él, tales como agua, sales y otros residuos. Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado del crudo al nivel más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y equipo de campo. Los valores máximos generalmente aceptados son: 1.0% de agua y 100 LMB* para manejarse en oleoductos, y 0.1% de agua y 10 LMB para refinería o exportación.

Análisis de petróleo crudo. El petróleo es una mezcla no homogénea de sustancias de las cuales la mayoría de los constituyentes son hidrocarburos, junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de azufre, oxígeno y nitrógeno. Puede contener también cantidades variables de gas disuelto y componentes metálicos en pequeñas proporciones. Además generalmente hay agua no disuelta. La composición aproximada de un petróleo se puede esquematizar así:

C

83 a 87 %

H2

11 a 14 %

02

0a5%

S

0a6%

N2

0 a 0.5 %

C INORGÁNICOS

0 a 0.1 %

En cuanto a sus propiedades físicas difieren mucho entre sí, desde amarillentos y líquidos hasta negros y viscosos. Estas variaciones están dadas por las distintas

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. relaciones entre los tipos de hidrocarburos presentes. Dichas relaciones son importantes para determinar los métodos de refinación a utilizar. Las propiedades de los fluidos varían conforme cambia la presión y la temperatura, la mayoría de estas propiedades deben ser evaluadas por la ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción. Un sistema de tuberías con dos o más fases fluyendo, requiere de la predicción de propiedades de los fluidos como el gas disuelto, los factores de formación, comprensibilidad del aceite y la viscosidad en distintos puntos de la tubería. Primero comenzaremos con las propiedades de los fluidos a analizar. Densidad del aceite: el crudo se clasifica de acuerdo a su peso específico y es normalizada por el american petroleum institute (API) llamada grados °API. Densidad de un gas: Es el peso molecular por unidad de volumen de gas a ciertas condiciones de presión y temperatura Densidad relativa de un líquido: es el cociente de la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua, ambos tomados ala mismas condiciones de temperatura y presión. Densidad relativa de un gas: es el cociente del peso molecular por unidad de volumen de un gas entre el peso molecular por unidad de volumen del aire, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y p resión. La densidad relativa generalmente se mide a condiciones estándar, o sea, a una temperatura de 15.5 °C y una atmosfera de presión. Cuando las condiciones a las que se mide son diferentes a las mencionadas (principalmente temperatura) es necesario correg ir ese valor para obtener las condiciones estándar. Otra manera de manejar la densidad relativa es con la escala de grados API, que se obtiene con la siguiente fórmula: °API = (141.5 / Y0) – 131.5 Para obtener la densidad relativa (γ) del crudo se usa un densímetro o hidrómetro Para efectuar el análisis de (γ) se puede usar un recipiente de metal o vidrio, con

una marca de aforo; su diámetro interior debe ser por lo menos 5 cm mayor al diámetro exterior del densímetro así como la altura debe ser 2.5 cm mayor a la del densímetro cuando este alcanza el punto de equilibrio. Se vacía el crudo en el recipiente (metal o vidrio) hasta su marca de aforo, evitando la formación de burbujas y en caso de que se formen, eliminarlas usando un papel filtro. Después se introduce el densímetro hasta un nivel en el que flote libremente,

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. cuidando que no roce las paredes del recipiente. Cuando se equilibre totalmente se toma la lectura en la que el nivel del crudo marque la escala del densímetro.

METODOS DE ANALISIS. Determinación de la presión de vapor: Cuando los líquidos se evaporan, las moléculas que escapan de la superficie ejercen una presión parcial en el espacio, conocida como “presión de v apor”. Si el espacio

por encima de la superficie libre del líquido se encuentra limitado, 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. Como el fenómeno depende de la actividad molecular y ésta a su vez es función de la temperatura, la presión de vapor de un fluido depende de la temperatura y aumenta con ella. La prueba de la determinación de la presión de vapor se puede dividir en tres etapas: El muestreo, la transferencia de la muestra del contenedor a la cámara de la gasolina y el análisis de la presión de vapor. El muestreo debe hacerse con especial cuidado para evitar la evaporación de los componentes ligeros, y por consiguiente alterar la composición de la muestra provocando que la presión de vapor sea diferente a la del crudo almacenado. La transferencia de la muestra del contenedor a la cámara de gasolina, consiste en trasladar la muestra del contenedor a uno de los componentes que se usa para medir la presión de vapor, sin que transfiera el vapor que hay en el contenedor, pues alteraría el valor de la presión de vapor. La última etapa es la medición de la presión vapor. El aparato que se usa se le llama recipiente de presión de vapor . Se compone de una cámara de gasolina, cámara de aire, un manómetro y conexiones. Antes de armar el equipo, la cámara de aire debe purgarse totalmente de líquidos o vapores provenientes de pruebas anteriores. Además debe limpiarse con agua tibia por lo menos 5 veces. El Bourbon del manómetro también debe limpiarse con un reflujo de aire durante 5 minutos. Después se conecta el manómetro con la cámara de aire y se instala el termómetro en la cámara cuidando que el bulbo no toque las paredes. Se espera un tiempo suficiente para medir la temperatura inicial del aire en la cámara. Después de transferir la muestra a la cámara de gasolina se conecta ésta a la cámara de aire. Luego se agita vigorosamente la bomba durante un tiempo. Enseguida se sumerge la bomba en el baño maría, que se encuentra a 37.77 0C ± 1 0C. El nivel del agua

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. debe estar no más de 2.5 cm arriba de la parte superior de la cámara de aire. Debe vigilarse la existencia de fugas al sumergir la bomba. Al transcurrir 5 minutos se toma la lectura del manómetro. Se saca la bomba del baño maría y se vuelve a agitar, aproximadamente unos dos minutos para que no se enfríe. Posteriormente se sumerge en el baño de nuevo. Este procedimiento se repite unas 4 o 5 veces hasta alcanzar el equilibrio.

ANALISIS DEL CONTENIDO DE AGUA Y SEDIMENTOS. 1.- METODO 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 centrífuga 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 % Agua y sólidos con una exactitud de 0.1%. Después se colocan en la centrífuga durante un período de tiempo igual al final del cual se toma de nuevo la lectura. Si la diferencia de lecturas está fuera de un rango de 0.2% se vuelven a colocar en la centrífuga; cuando estén en el rango se suman las lecturas y ese valor será el % de agua y sólidos de la muestra. En cierto tipo de crudo es necesario calentar hasta 60 0C antes de hacer la medición, para evitar que dentro del contenido de agua y solidos se incluya material ceroso.

2.- METODO POR 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 % agua y sólidos. De preferencia colocar un termostato para regular la temperatura.

3.- METODO POR DESTILACION Para esta prueba se toman 100 cm 3 de la muestra y se coloca en un matraz de 500 cm3 se agregan 100 cm 3 de gasolina y 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 cm 3 con el objeto de que el agua no vuelva al matraz. Se calienta el matraz hasta 150 ºC 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. La lectura del porcentaje de gua se toma directamente de la trampa.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 1.3.- ANÁLISIS PVT. OBTENCIÓN DE PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO Las propiedades de los fluidos son parámetros que caracterizan a un fluido y lo hacen diferente de otro. En la industria petrolera los fluidos que se manejan son: 1. Gas. 2. Aceite. 3. Agua. El comportamiento de los fluidos de un yacimiento está en función de la presión, temperatura, y la composición molecular de los mismos. Los datos esenciales para determinar el volumen original de hidrocarburos insitu son:    

La geometría de los yacimientos, Espesor neto de hidrocarburos, Las propiedades petrofísicas como porosidad y saturación de agua. Las propiedades PVT de los hidrocarburos

PVT: es sinónimo de presión, volumen, temperatura. De acuerdo a estas características podemos determinar el comportamiento del fluido bajo condiciones de presión y temperatura.

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Las propiedades de los fluidos pueden determinarse por medio de: Correlaciones empíricas. Análisis composicional de los fluidos y ecuaciones de estado. Análisis PVT (presión, volumen, temperatura) de laboratorio.

Análisis PVT: Se llama análisis PVT a los resultados de ensayos de laboratorios de muestras representativas de los fluidos del yacimiento para simular su comportamiento ante cambios de presión y temperatura que experimentan en su tránsito desde el medio poroso hasta el tanque de almacenamiento. Son requisitos indispensables para conocer las propiedades de los fluidos, consiste en simular en el laboratorio el comportamiento de los fluidos en el yacimiento a temperatura constante.


Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, partiendo de los resultados se puede determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para comenzar a producir el yacimiento. Estos estudios son necesarios para realizar las actividades de: 1. La Ingeniería de yacimientos. 2. Análisis nodales. 3. Diseño de instalaciones de producción.

En la ingeniería petrolera : el análisis PVT es usado para representar la medición de propiedades de los fluidos, y nos indican los cambios que sufre la materia con las variables PVT. En el proceso PVT: obtenemos propiedades de los fluidos dentro del yacimiento, dentro de la tubería de producción y de los fluidos producidos en la superficie. Las propiedades de los fluidos medidas son : Composición. Densidad. Peso específico. Viscosidad. Compresibilidad. Presión de saturación. Solubilidad de la fase gas en la fase líquida. Solubilidad de la fase liquida en la fase gaseosa. Factores de volumen. Otros parámetros que se obtiene durante los análisis PVT.

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Hay diferentes tipos de análisis PVT dentro de los que se encuentran:     

Análisis composicional (para aceite). Separación de expansión a composición (separación flash). Separación diferencial. Separación en etapas. Cromatografía (para gas).

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Las pruebas que forman parte de un informe de aná lisis PVT son:     

Rastreo de Envolvente de Fases Relación Gas-Aceite Instantánea Expansión a Composición Constante (CCE) Liberación Diferencial (DL) Separadores de Campo

Parámetros más usuales en la Ingeniería de Yacimientos: RGA So Cf G Gp N Np J m @ Qo re rw R Rp Rp = Vp Vor W We Z

Relación Gas-Aceite, Producido. [M3/m3] Saturación De Aceite, Agua Y Gas [ADIM.] Compresibilidad De La Formación [PSI-1] Volumen Original De Gas @ C. S. [M3] Producción Acumulativa De Gas @ C.S. [m3] Volumen Original De Aceite @ C.S. [m3] Producción Acumulada De Aceite @ C.S. [m3] Índice De Productividad [m3o/D/Kg./cm2] Relación Del Volumen Original Del Gas C.Y. Al volumen original de aceite @ C.Y. [m3g/m3o] Gasto De Aceite Producido @ C.S. [m3/D] Radio De Drene Del Pozo [m] Radio Del Pozo [m] Constante De Los Gases [lb-in2/°R mole-lb] Relación Gas Aceite Acumulativa [m3g/m3/o] Gp/Np Volumen Poroso [m3] Volumen De Aceite Residual [m3] Volumen De Agua Del Acuífero [m3] Volumen De Entrada De Agua Al Yacimiento. [M3] Factor De Compresibilidad Del Gas [ADIM.]

Análisis en el laboratorio: la determinación de los parámetros de clasificación, se obtiene en el laboratorio a partir de análisis Presión-Volumen-Temperatura (PVT) efectuados sobre muestras representativas de los fluidos que contiene el yacimiento. Dichos análisis tratan de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos, tanto a las condiciones del yacimiento, como a las de la superficie, sin embargo, su comportamiento en el yacimiento puede ser bastante diferente al simulado en el laboratorio.


Fundamentalmente, existen procedimientos de laboratorio para análisis PVT: 1. 2. 3. 4.

Separación de Expansión a Composición Constante. Separación Diferencial Método Convencional. Separación Diferencial Método a Volumen Constante. Simulación de Condiciones de Separación en el Campo.

Los tres primeros tratan de simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y el último en la superficie. Con el avance de nuevas tecnologías y la necesidad de tener bien clasificado al fluido del yacimiento se han creado el Análisis Composicional.

Análisis composicional: Con el creciente uso de modelos matemáticos para predecir el comportamiento de los yacimientos, se ha hecho indispensab le caracterizar los fluidos del yacimiento con base en su composición original y en la composición de sus fases en diferentes etapas de su agotamiento, para después con base en esas composiciones y con ecuaciones de estado poder reproducir adecuadamente la mayoría de las parámetros PVT obtenidos experimentalmente. Cuando se ha logrado reproducir con cierto grado de exactitud los parámetros PVT con ecuaciones de estado, dichas ecuaciones pueden usarse en modelos matemáticos para reproducir y predecir el comportamiento de un yacimiento. La determinación experimental de la composición original de los fluidos del yacimiento y de las fases existentes en alguna etapa de su agotamiento dependerá en gran parte del estado físico de los fluidos, de la amplitud del análisis composicional y de las condiciones de presión y temperatura en el yacimiento.

Acondicionamiento de un pozo para muestreo: e l objetivo de acondicionar un pozo para muestreo es remplazar el fluido no representativo del yacimiento que esta alrededor del pozo. Desplazándolo dentro del pozo, con fluido original del yacimiento proveniente de las partes más alejadas del yacimiento. Decidir cuándo un pozo está adecuadamente acondicionado para muestreo, requiere una interpretación de las tendencias obtenidas durante el esfuerzo de acondicionamiento de:     

Presión de fondo fluyendo Presión de fondo cerrado Gasto de Aceite Gasto de Gas Relación Gas-Aceite

Pff. PFC. Qo. Qg. RGA.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. El pozo por muestrear deberá tener el equipo necesario en buenas condiciones de trabajo y adecuadamente calibrado si se requieren mediciones exactas. El acondicionamiento de un pozo antes del muestreo es absolutamente necesario, debido a que ocurren cambios en las propiedades de los fluidos como resultado de la producción de un pozo. Si es el único pozo disponible, el muestreo debe efectuarse muy cuidadosamente y las muestras enviarse junto con la información relativa al esfuerzo de acondicionamiento y la historia de producción del pozo, lo cual deberá ser estudiado muy cuidadosamente para decidir la representatividad de las muestras y garantizar su estudio en el laboratorio.

Laboratorios de Análisis PVT El Laboratorio de Análisis PVT Composicional de la Dirección de Exploración y Producción del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) cuenta con más de 35 años de experiencia en la realización de pruebas de laboratorio de presión, volumen y temperatura (PVT) para diferentes activos de Petróleos Mexicanos (Pemex).

Objetivo: es determinar de manera experimental el comportamiento volumétrico para todas las muestras de fluidos de yacimiento entregadas por el cliente; proporcionar información actualizada, suficiente y confiable que permita la especificación apropiada de los sistemas de producción, así como su aplicación en software especializados de simulación. Misión: es entregar resultados confiables y oportunos para cumplir los requerimientos solicitados por los clientes, así como contribuir con el sector energético a través de análisis de laboratorio y servicios de consultoría con base en la calidad y ética, como principios fundamentales, cuenta con equipo e instalaciones especializados, entre los que destacan: 

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Dos destiladores criogénicos semi-robot para destilación de fluidos de yacimientos hasta la fracción C7+. Un destilador para alta temperatura mini-cal para destilación de compuestos hidrocarburos hasta una fracción C12+. Cuatro cromatógrafos de gases para análisis de fluidos hidrocarburos desde C1 hasta C11+ y compuestos no hidrocarburos como N2, CO2 y H2S. Dos cromatógrafos de gases con columnas capilares recubiertas de aluminio para separar componentes hidrocarburos desde C1 hasta una fracción C35+. Dos crióscopos para determinar pesos moleculares de fracciones líquidas de hidrocarburos en un rango de 80 a 500 umas,


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Seis celdas de análisis PVT, cinco de ellas de ventana larga y una de ventana pequeña, utilizadas en las pruebas de separaciones en condiciones de operación de hasta 700 kg/cm2 y 175oC. 1. Separación de flash. 2. Separación diferencial convencional. 3. Separación diferencial a volumen constante e inyección de gases hidrocarburos y/o no hidrocarburos, Sistema integrado PVT libre de mercurio, constituido por una Celda PVT 100% visible para condiciones máximas de trabajo de 1,000 kg/cm2 y 180oC. Un viscosímetro capilar. Un gasómetro diseñado para medición de RGA y toma de muestras en equilibrio @ C. L. Un densímetro Anton. Un viscosímetro tipo Saybolt para condiciones máximas de trabajo de 50oC. Un viscosímetro tipo electromagnético para condiciones de trabajo de 1,056 kg/cm2 y 150oC, 0.2-10,000 cp.

Con este equipo y el personal profesional y técnico con el que se cuenta, se realizan pruebas técnicas como análisis PVT composicional; análisis cromatográficos y criogénicos; así como de determinación de viscosidad para muestras de fondo de pozos y de instalaciones superficiales. El análisis PVT composicional, se aplica en diversos tipos de yacimientos:      

Yacimiento de aceite negro extrapesado. Yacimiento de aceite negro. Yacimiento de aceite volátil. Yacimiento de gas y condensados. Yacimiento de gas húmedo. Yacimiento de gas seco.

El análisis cromatográfico y criogénico se aplica en pruebas de composición de fluidos con definición hasta C11+ (P.M. experimentales) y C30+ (P.M. teóricos); en la densidad y peso molecular de las fracciones C7+; en la composición de gases y condensados de los trenes de separación muestreados en campo o en plataforma; mientras que la técnica de determinación de viscosidad se aplica al estudio de la viscosidad de fluido en la región bajo saturada a diferentes presiones y temperaturas, y de aceites residuales a presión atmosférica”.


Respecto a los proyectos en los que se ha colaborado en los últimos años: 1. Estudios especiales con inyección de nitrógeno para el activo Ku-Maloob-Zaap (KMZ); 25 análisis PVT composicionales de muestras de fondo para el Activo KMZ. 2. Cinco análisis PVT composicionales de muestras de fondo para el Activo Cantarell. 3. Un análisis PVT composicional de muestras de superficie para el Activo Veracruz. 4. 22 análisis PVT composicionales de superficie para los activos KMZ y Cantarell. 5. 11 análisis PVT composicional de mezclas de superficie (gas-condensado) de Reynosa, Tamaulipas. 6. Cuatro determinaciones de la viscosidad del aceite bajosaturado a diferentes temperaturas y presiones para el Activo KMZ. 7. Cuatro análisis de depositación de asfáltenos para el Activo KMZ. 8. 15 análisis PVT composicionales de muestras de fondo y de superficie para el Activo Jujo Tecominoacán. 9. 10 análisis PVT composicionales de muestras de fondo y de superficie para el Activo Samaria Luna. 10. 10 análisis PVT composicionales de muestras de fondo y de superficie para el Activo Muspac. 11. Ocho mil análisis composicionales, tanto por destilación criogénica como por cromatografía de gases, para diferentes Activos de la Región Marina. Se tiene programado realizar estudios especiales: 1. Inyección de CO2 y cuatro análisis PVT composicionales para el Activo KMZ; dos análisis PVT composicional de gas condensado activo APC. 2. Un análisis PVT composicional de aceite negro extrapesado para el Activo Cantarell. 3. Tres análisis PVT composicionales de muestras de superficie para el Activo Samaria. 4. Dos análisis PVT composicionales de muestras de superficie para el Activo Muspac. 5. 850 análisis composicionales por cromatografía de gases para el Activo Muspac. 6. Dos determinaciones de la envolvente de precipitación de asfáltenos para KMZ. Los especialistas del Laboratorio de Análisis PVT Composicional también llevan a cabo pruebas especiales: del comportamiento de los fluidos del yacimiento:


Inyección de 100% de un gas hidrocarburo/no hidrocarburo; para determinar la presión de saturación de una mezcla de fluidos del yacimiento con gases hidrocarburos/no hidrocarburos. Pruebas de inyección para simular experimentalmente el cambio sufrido por el gas inyectado al contacto con los fluidos del yacimiento; para determinar la variación en el volumen y la presión de los fluidos del yacimiento al inyectarles una cantidad conocida de gas hidrocarburo/no hidrocarburo y de inyección para simular experimentalmente el cambio sufrido en los fluidos del yacimiento al contacto, en etapas múltiples, con el gas inyectado. Asimismo, realizan el estudio especializado PVT composicional con la inyección en dos porcentajes en volúmenes diferentes de un gas extraño al yacimiento, a condiciones de yacimiento; así como el acondicionamiento de pruebas especiales del comportamiento de los fluidos del yacimiento de acuerdo con las necesidades específicas del cliente, a condiciones de yacimiento. Todas las pruebas y servicios del Laboratorio de Análisis PVT Composicional son realizados y avalados bajo las normas de calidad ASTM y, por su funcionamiento , cuenta

además con un laboratorio en Cactus, Chiapas.

MUESTREO Muestreo: El objetivo de muestrear fluidos de un yacimiento, es tomar desde un yacimiento de aceite o gas una muestra que sea "representativa" del fluido del yacimiento en el punto y el momento de muestreo. Métodos de muestreo: Los métodos de muestreo los vamos a clasificar en tres: 1. Muestreo de fondo. 2. Muestreo en instalaciones superficiales. 3. Muestreo en líneas de flujo.

La elección del método dependerá de:    

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El volumen de muestra necesaria para el estudio que se pretenda. El tipo de fluido de yacimiento que será muestreado. El grado de agotamiento del yacimiento. Estado mecánico del pozo. Equipo de separación disponible .

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Muestra: en una forma general es la operación de remover una porción de un material para analizar, de tal forma, que la porción sea representativa de las propiedades físicas y químicas del material. Muestra representativa: (Del Cap. 8 (sampling) del Manual of Petroleum Measurement Standards donde se refiere a la Norma ASTM D 4057) se define como muestra representativa a la que representa una pequeña porción del volumen total de material obtenida con una precisión igual o mayor a la del método de laboratorio por el cual la muestra será analizada. Las operaciones de muestreo que son pobremente planeadas o que utilizan un pozo acondicionado inadecuadamente, pueden producir “muestras no representativas”. Una muestra no representativa no exhibirá las mismas propiedades que el fluido del yacimiento. El uso de propiedades del fluido obtenidas sobre muestras no representativas debe evitarse, aunque el método de laboratorio para obtener dichas propiedades haya sido el correcto; pues su uso puede conducir a errores en la planeación eficiente del manejo del yacimiento. Toma de muestras para los estudios PVT en la Ingeniería son:

1. Yacimientos de aceite. 

Muestras de fondo tomadas con el pozo cerrado o fluyendo. Muestras de superficie (gas y aceite tomados en el separador).

2. Yacimientos de gas.

Muestras de superficie tomadas en el separador, produciendo el pozo a un gasto mínimo.

3. Yacimientos de aceite volátil.

Muestras de superficie tomadas en el separador produciendo el pozo a un gasto mínimo.

INSTITUTO INSTITUTO TECNOL TECNOL GICO SUPERIOR SUPERIOR DE COATZACOA COATZACOALCOS. LCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS.

1. 2. 3. 4.

Volumen de muestras necesario para un estudio PVT completo: Muestras de fondo: tres tres muestras representativas de 600 cc. Muestras de superficie: liquido liquido de separadores: tres tres botellas de 600 cc. Gas de separadores: tres botellas botellas de 20 litros. Muestras de fondo tomadas con RFT RFT o con con cámaras de muestreo de DST: pueden ser utilizadas después de un control riguroso (por el laboratorio) de la validez de las mismas. Los resultados PVT son indispensables para:

a) Identificar correctamente los fluidos. b) Interpretar los resultados resultados de las mediciones mediciones de presión utilizando utilizando valores exactos de las viscosidades, de las densidades y factores de volumen. c) Determinar las reservas de aceite y de gas, factor de recuperación y el programa de desarrollo de un yacimiento. d) Simular el comportamiento del fluido del yacimiento a condiciones condiciones in-situ y en la la superficie. e) Estimar la vida útil de los pozos fluyentes y seleccionar seleccionar el método artificial artificial más adecuado al mismo, cuando se agote la presión. f) Diseñar las instalaciones instalaciones de separación, líneas líneas superficiales, estaciones estaciones de rebombeo, etc. g) Seleccionar el método óptimo para procesos de recuperación secundaria o mejorada. h) Del análisis PVT se obtiene el comportamiento de los fluidos mediante graficas graficas que nos ayudan a determinar las propiedades de los fluidos. i) Los análisis de laboratorio de fluidos fluidos de hidrocarburos hidrocarburos permiten determinar determinar estrategias de producción, ajustar aju star simuladores composicionales, optimizar equipos de tratamiento e interpretar ensayos de pozos.

Los datos obtenidos de un análisis PVT usando una muestra representativa de los fluidos : sirven comúnmente para clasificarlos, ya que disponer del diagrama de fases, implica medir experimentalmente los suficientes puntos de burbuja y rocío para poder definir la envolvente de fases, o bien, disponer de un modelo matemático y la composición de la mezcla original para definirlo analíticamente, lo que en general resulta costoso. Una de las etapas más importantes en los análisis PVT es la representatividad de muestras, ya que de una buena muestra dependerá un buen análisis PVT o prueba especial que se requiera; es decir que si no se tiene el cuidado necesario en la toma de muestras, los análisis o pruebas no aportarán buenos resultados para ser utilizados en beneficio del yacimiento causando un mala explotación e xplotación del mismo.

INSTITUTO INSTITUTO TECNOL TECNOL GICO SUPERIOR SUPERIOR DE COATZACOA COATZACOALCOS. LCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. El estudio PVT debe ser efectuado sobre una muestra representativa, es decir una muestra idéntica al fluido existente en el yacimiento en sus condiciones iniciales (antes de ser producido), es decir se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras con la finalidad de obtener los datos del pozo y yacimiento necesarios para un estudio PVT como son:      

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Presión estática inicial del yacimiento. Presión de fondo fluyendo durante el muestreoTemperatura del yacimiento. Presión y temperatura en la cabeza del pozo. Producción del pozo. Gasto de líquido y gas en el separador, así como el líquido líquido en el tanque: Gastos de aceite (Qo) medido en separador y tanque. Gasto de gas (Qg) medido en el separador. Gasto de agua (Qw) medido en separador y tanque. Presión y temperatura del separador. Factor de encogimiento del aceite (Coeficiente de contracción contracción del aceite entre el separador y el tanque). Contenido de H2S, CO2 u otro fluido particular. Densidad del aceite en el tanque, presencia presencia de arena, sedimentos, agua, etc.

Desde el punto de vista estadístico, se espera que el muestreo provea datos analíticos de algunas propiedades del material y que estos puedan determinarse con errores controlados y conocidos. Existen dos tipos de muestreo de hidrocarburos para definir si la muestra puede ser representativa: 1. Muestra en fondo y en superficie superficie de fluidos del yacimiento mediante separadores de ensayo. 2. Muestreo de hidrocarburos hidrocarburos producidos producidos antes antes de entrega. entrega.

El muestreo de fondo es preferido cuando la presión dinámica de fondo es mayor que la presión de saturación del fluido de yacimiento. Cuando no es posible obtener muestras de fondo, se obtienen de superficie (gas y petróleo en separador bajo estrictas condiciones de control de caudales o con menos frecuencia multifásicas emboca de pozo).

INSTITUTO INSTITUTO TECNOL TECNOL GICO SUPERIOR SUPERIOR DE COATZACOA COATZACOALCOS. LCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Para estudios termodinámicos con muestras de superficies, las mediciones de la relación gas – petróleo son críticas porque con ellas se recombinan el laboratorio las muestras para los análisis posteriores. Si las muestras analizadas no son “representativas”, los análisis res ultan erróneos,

aunque estén hechos con las mejores prácticas de laboratorio. Aunque es difícil establecer la representatividad de una muestra, es fácil obtener una muestra no representativa como: Ignorando la importancia importancia del tema es decir no realizarla de acuerdo a los parámetros establecidos para muestreo. Asignando la función a personal que, o bien tenga inadecuado entrenamiento entrenamiento o bien resista el cumplimiento de las normas de aplicación. Utilizando recipientes contaminados o con deficiencias. Muestreando con presiones y/o temperaturas inestables (muestras potencialmente heterogéneas). 

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Toma de muestras de fluidos de yacimiento Cuando las operaciones de muestreo son mal planeadas o el pozo se encuentra acondicionado inadecuadamente, la muestra no podrá ser representativa. Aunque en el análisis químico y las mediciones físicas tenga sus propias incertidumbres, realmente la muestra que se analiza y su representatividad es lo que afecta la calidad de los datos que se obtendrán. De una manera general, el tipo de muestra está definida por el tipo de yacimiento del que se trate, en la tabla siguiente se presenta un resumen de las posibilidades.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Pb = Pefi = Pef =

Presión de burbuja; Presión estática fondo inicial Presión estática de fondo

Los yacimientos, según el tipo de fluidos que contienen, pueden clasificarse como: 1.- Yacimientos de Petróleo. 2.- Yacimientos cercanos al punto crítico o Volátil Oíl. 3.- Yacimientos de Gas-Condensado. 4.- Yacimientos de Gas –Seco

Primera condición de representatividad: cuando un yacimiento es relativamente pequeño, una muestra adecuadamente tomada puede ser representativa del mismo. Sin embargo, si el pozo es grande o complejo, será necesario obtener el muestreo de fluidos del yacimiento a través de varios pozos para asegurar la representatividad del fluido de yacimiento Segunda condición de representatividad: una muestra de fluido en condiciones iniciales de yacimiento ya sea petróleo, volátil oíl y gas condensado, puede ser obtenida solo cuando la presión del yacimientos en el momento del muestreo sea igual o excede la presión de saturación del fluido original del yacimiento, para ello es necesario el acondicionamiento del pozo previamente al muestreo para que se produzca la renovación del fluido de yacimiento en el pozo (punto de muestreo), por fluido de yacimiento más alejado del radio de drenaje (no alterado, representativo). Tercera condición de representatividad: se considera que el pozo está estabilizado cuando la RGP/C no varía en más de un 6 %, en un periodo de 6 horas. Sin embargo, algunos pozos no logran esta condición de estabilización, en estos casos se debe de analizar el motivo y tomar las decisiones de los pasos a seguir. Cuarta condición de representatividad: una vez tomadas las muestras existen una serie de controles sobre las mismas con los que se verifica su calidad de muestreo, conocidas usualmente como chequeos de calidad. Aunque los métodos de chequeo varían según los laboratorios, en general puede citarse:

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Chequeo para muestras de fondo. En Campo: Presión de apertura de toma muestra (se constata con la presión estática de fondo). Presión de burbuja de campo a temperatura ambiente o en casos a temperaturas de fondo. Tipo de fluido Transferido.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. En Laboratorio: Presión de cierre del botellón porta muestra. Presión de burbuja a temperatura ambiente o fondo en el botellón porta muestra.  

Chequeo para muestras de superficie.

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En Campo Datos de separador. En Laboratorio: Presión de apertura de los botellones portamuestra. Presión de burbuja al líquido de separador a temperatura de separador. Composición molecular del gas de separador. No se puede definir “a priori” como tomar una muestra representativa del fluido de

yacimiento especialmente por la cantidad de variables que intervienen en el proceso de muestreo. Lo anterior es en un caso complejo como el de un yacimiento de hidrocarburos, un gasoducto o circuito de reflujo a la torre estabilizadora de gasolina pueden presentarnos tantos problemas como los que observamos en los párrafos anteriores.

Toma de muestras de tanque. En 1929 el American Petroleum Institute produjo el código de mediciones en producción y tanques y en 1955 la API ST 2500 (measuring, sampling and testing crude oil). El objetivo siempre fue obtener muestras representativas, es por ello que todas las prácticas recomendadas apuntan a establecer “condiciones específicas” de muestreo (y de obtención de parámetros ligados a las transferencia del hidrocarburos líquidos para la venta).

Normatividad aplicable: Norma ASTM D 4057: Importancia y uso: se requieren muestras representativas de petróleo y productos derivados del petróleo para la determinación de las propiedades físicas, que se utilizan para determinar los volúmenes normales, los precios, y el cumplimiento de las especificaciones comerciales y regulatorios y químicas. Los siguientes conceptos se deben considerar al seleccionar un procedimiento de muestreo específico:

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Objetivo del muestreo manual: es para obtener una pequeña porción (muestra puntual ) de material a partir de un área seleccionada dentro de un contenedor que es representativa del material en la zona o , en el caso de funcionamiento o la totalidad de nivel de muestras, una muestra cuya composición es representativa del total del material en el recipiente . Una serie de muestras puntuales se puede combinar para crear una muestra representativa. Condiciones para la aplicación del muestreo manual: muestreo manual se puede aplicar en todas las condiciones en el ámbito de esta práctica, siempre que se sigan los procedimientos de muestreo apropiados. En muchas aplicaciones manuales de muestreo de líquidos, el material a ser muestreado contiene un componente pesados (tales como agua libre) que tiende a separar desde el componente principal. Muestreo manual adecuado en las siguientes condiciones: El tiempo suficiente que haya concluido para el componente pesado para separar adecuadamente y resolver. Debe ser posible medir el nivel del componente instalado con el fin de mantenerse por encima de ese nivel en la elaboración de muestras representativas, a menos que la totalidad o parte del componente pesado se incluirán en la parte del contenido del tanque para ser identificados. Cuando una o más de estas condiciones no se pueden cumplir, se recomienda la toma de muestras y se lleva a cabo por medio de un sistema de muestreo automático (véase la norma D4177 (API MPMS Capítulo 8.2).

Alcance: esta práctica trata sobre los procedimientos para obtener manualmente muestras representativas de productos petrolíferos de un estado líquido, semi -líquido o sólido cuya presión de vapor en condiciones ambiente está por debajo de 101 KPa (14,7 pisa). Práctica D5842 (API MPMS Capítulo 8.4): Si el muestreo es para la determinación precisa de la volatilidad. Práctica D5854 (API MPMS Capítulo 8.3): Para la muestra de mezcla y manipulación de muestras, la práctica no cubre la toma de muestras de aceites aislantes eléctricos y fluidos hidráulicos. .

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Nota 1* Los procedimientos descritos en esta práctica también pueden ser aplicables en el muestreo de productos químicos industriales líquidos más corrosivos, a condición de que todas las medidas de seguridad específicas para estos productos químicos se sigan estrictamente. Nota 2 - El procedimiento para tomar muestras de los gases licuados del petróleo se describe en la Práctica D1265, el procedimiento de toma de muestras de fluidos líquidos hidráulicos se cubre en ANSI B93.19 y B93.44, el procedimiento de muestreo de los aceites aislantes se describe en la Práctica D923, y el procedimiento para el muestreo de gas natural se describe en el Método de p rueba. Nota 3 - El procedimiento para muestras especiales de combustible para el análisis de trazas de metales se describe en un apéndice de la especificación D2880.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 1.4.- REQUERIMIENTOS PARA EL PROCESAMIENTO DE ACUERDO AL FLUIDO. Introducción. La comprensión de la composición del petróleo crudo en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo ayuda a optimizar la explotación de los recursos. Actualmente se dispone de dicha información gracias a una herramienta operada a cable que ofrece resultados en tiempo real para optimizar el muestreo de fluidos en base a la composición medida en la localización del pozo. En ocasiones es necesario obtener una determinación temprana de la composición del gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para decidir si terminar un pozo o no, o hasta para tomar la decisión de desarrollar un campo petrolero. 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.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 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.

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.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Requerimientos del 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 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, 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. C 7+ 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.

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 deshidratadores eléctricos se dividen en cuatro tipos:

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.


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.


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.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Nuevas Tecnologías. Los términos gas y petróleo describen el estado de un hidrocarburo como vapor o líquido, pero no especifican la composición química. Es posible utilizar una medición detallada de los componentes de un hidrocarburo, como la obtenida en un laboratorio de superficie, para predecir los componentes de las fases de petróleo y gas - así como también otras propiedades físicas, tales como la densidad y la viscosidad - a diversas temperaturas y presiones. La obtención de estas mediciones detalladas de laboratorio puede demandar mucho tiempo. La nueva herramienta CFA, en conjunto con otros módulos de la herramienta MDT, proporciona una determinación rápida de algunos de los componentes e indica el grado de contaminación del lodo de perforación antes de someter las muestras a un nuevo análisis. Probador Modular de Dinámica de la Formación MDT Un nuevo módulo, el Analizador de la Composición de los Fluidos CFA, proporciona una medición de la composición de los fluidos de muestras extraídas directamente de la formación. Este módulo discrimina las fracciones de metano, hidrocarburos livianos, hidrocarburos pesados, dióxido de carbono y agua presentes en una muestra. La herramienta realiza esta determinación en base a la absorción de la luz y la fluorescencia de los fluidos; los resultados son transmitidos a la superficie en tiempo real. Los hidrocarburos comprenden una variedad de componentes que abarcan desde el metano que sólo tiene un átomo de carbono hasta los compuestos de carbono de cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas y otras moléculas complejas tales como los asfáltenos y las parafinas. Estos componentes determinan el comportamiento de fases de un fluido de yacimiento determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de fases representado por tres variables: presión, volumen y temperatura (PVT). Un hidrocarburo se encuentra en una sola fase si la presión y la temperatura están fuera de la envolvente de fases. En condiciones que caen dentro de esta envolvente, coexisten dos fases. Sin embargo, la composición de las fases cambia dentro de esta región bifásica. Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase gaseosa corresponde predominantemente a metano, pero ingresando más en la región de dos fases, otros componentes livianos e intermedios ingresan en la fase gaseosa.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. De un modo similar, los primeros componentes líquidos que se separan después de atravesar el punto de rocío son los componentes más pesados; los componentes más livianos pasan a la fase líquida en las condiciones que prevalecen más allá de la curva del punto de rocío. Este fenómeno es importante cuando se muestrean fluidos de gas condensado: una vez que un fluido ingresa en la región bifásica, los componentes pesados se pierden en la fase líquida. Este comportamiento se utiliza en el diseño del módulo CFA para determinar cuándo un fluido atraviesa el punto de rocío. La condición de presión y temperatura en la cual se unen las curvas del punto de burbujeo y la del punto de rocío se denomina punto crítico. En este punto, la densidad y la composición de las fases líquida y gaseosa son idénticas. La temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases se denomina cricondetérmica. Usualmente, la temperatura de un yacimiento es casi constante - a menos que se inyecten en el mismo fluidos fríos o calientes - de manera que la mayoría de los yacimientos que se están agotando siguen una trayectoria vertical descendente en un diagrama de fases de presión y temperatura. Si la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura del punto crítico y la cricondetérmica, se puede separar líquido de la fase gaseosa den tro del yacimiento. Éstos se denominan yacimientos de gas condensado o de condensado retrógrado. El gas presente en un yacimiento con una temperatura superior a la cricondetérmica se conoce como gas húmedo si se separa líquido debido a la disminución de la presión y de la temperatura en el sistema de producción, o como gas seco si no se separa líquido ya sea en el yacimiento o en el sistema de producción. Las decisiones económicas tomadas en las primeras etapas de un proyecto de exploración a menudo dependen de la caracterización del tipo de hidrocarburo presente en un yacimiento. Esta determinación resulta particularmente válida en áreas marinas, donde puede ser necesario el diseño de costosas infraestructuras de plataformas o empalmes submarinos para manejar los fluidos de yacimiento. La tipificación temprana de los hidrocarburos también se necesita en áreas remotas, donde la producción de campos satélites puede resultar antieconómica a menos que se construya una configuración de empalmes o instalaciones adicionales para comercializar el gas .


Una típica envolvente de fases para un condensado retrógrado. Entre las curvas del punto de burbujeo y del de rocío, los hidrocarburos se encuentran en dos fases. Las líneas de la fracción molar líquida constante (líneas punteadas) se unen en el punto crítico. Los fluidos que ingresan en la región de dos fases a la derecha del punto crítico se denominan condensados retrógrados. Los fluidos a temperaturas superiores de la del p unto cricondetérmico siguen siendo monofásicos a todas las presiones. Si la condición inicial de temperatura y presión del yacimiento está por encima de la envolvente de fases, y entre la temperatura crítica y la del punto cricondetérmico, el fluido atraviesa un punto de rocío y se separa líquido de la fase gaseosa al declinar la presión del yacimiento. Esta condición (línea vertical) comienza en la condición de yacimiento inicial; en esta gráfica se muestra a una temperatura y presión elegi das en forma arbitraria.

Las prácticas de producción seguras también requieren el conocimiento del comportamiento de las fases de los fluidos. Si la presión de yacimiento cae por debajo del punto de rocío, precipita condensado líquido en la formación. Si la saturación es baja, el líquido presente en los espacios porosos no es móvil y reduce la permeabilidad relativa al gas. El resultado son dos impactos económicos negativos: la productividad declina y quedan en el yacimiento valiosos líquidos de condensado.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. Frecuentemente se necesita mantener la presión mediante la inyección de gas o de agua para mantener la presión de yacimiento por encima del punto de rocío. Se pueden implementar prácticas similares para mantener un yacimiento de petróleo por encima del punto de burbujeo y evitar el escape de gas. Los programas de desplazamiento miscible, tales como la reinyección de gases separadores, pueden modificar la composición y el comportamiento de fases de la mezcla de fluidos de formación y fluidos inyectados. Puede ser necesario tomar muestras de fluidos de yacimiento para comprender este proceso también.

Muestreo de fluidos Durante muchos años, la industria ha evaluado los fluidos recolectando muestras de una formación, llevándolas a la superficie y analizándolas en un laboratorio que puede estar ubicado lejos de la localización del pozo. Este proceso puede requerir mucho tiempo y está sujeto a errores en la recolección y el manipuleo de las muestras o puede producir la degradación de las mismas durante el transporte. El servicio PVT Express de análisis de fluidos de pozos en la localización del pozo es un avance reciente en la determinación de las propiedades de los fluidos. Este sistema puede aportar datos detallados de análisis de fluidos a las pocas horas de haber llegado las muestras a la superficie. Una singular minicelda para la determinación de las propiedades PVT permite la medición en sitio de la presión del punto de rocío en las muestras de gas condensado. El laboratorio móvil, compacto y modular, puede transportarse a cualquier lugar geográfico. Se eliminan así las demoras asociadas con el despacho de las muestras. Se pueden determinar la calidad y las propiedades de los fluidos, manteniendo a la vez la oportunidad de obtener muestras adicionales. Con el servicio PVT Express, se pueden tomar con mayor rapidez las decisiones relacionadas con la ejecución de pruebas de formación con herramientas operadas a cable o adicionales pruebas de producción efectuadas en agujero descubierto. Transitando al siguiente paso, Schlumberger realiza algunas evaluaciones de propiedades de fluidos en el fondo del pozo. El Analizador de Fluidos Vivos LFA de la herramienta MDT proporciona una forma de analizar los fluidos en sitio para determinar cuándo se ha reducido suficientemente la contaminación producida por el lodo de perforación para obtener una muestra de fluido de calidad aceptable. Esto minimiza el tiempo necesario para recolectar las muestras de fluido, reduciendo tanto los costos del equipo de perforación como el riesgo de que la herramienta se atasque por haber estado demasiado tiempo en el pozo.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. El módulo LFA incluye un canal específicamente sintonizado para registrar la presencia de metano, proporcionando un medio para obtener la relación gas/petróleo. La medición de la relación gas/petróleo en el fondo del pozo ayuda a identificar si las diferentes formaciones están compartimentalizadas. Se puede implementar un programa de muestreo para descubrir la variación composicional dentro de un compartimiento dado, ayudando a optimizar los programas de terminación de pozos. La concordancia entre las mediciones de las propiedades del petróleo crudo en el fondo del pozo, en la localización del pozo y en el laboratorio, genera confianza en las propiedades de fluidos obtenidas. Los canales LFA también miden el color del petróleo, que usualmente cambia al eliminar el lodo de perforación de la formación por medio del lavado. Un algoritmo sofisticado indica el tiempo de limpieza requerido para obtener una muestra de fluido de formación representativa en los módulos de muestreo MDT. Esta evaluación realiza una precalificación de las muestras de fluido para un análisis más extensivo en la superficie, proporciona datos básicos de propiedades de fluidos, tales como la relación gas/petróleo, y ayuda a definir la variabilidad del fluido con respecto a la profundidad. Estas mediciones resultan críticas para el ajuste de un plan de muestreo y análisis mientras la herramienta MDT se encuentra en el pozo, lo que ayuda a los operadores a extraer el máximo beneficio de las carreras de adquisición de registros.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 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 qu e entra y sale el fluido de las instalaciones.

INSTITUTO TECNOL GICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS. CONDUCCION Y MANEJO DE HIDROCARBUROS. 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.


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.

UNIDAD 1 Conduccion

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