Mtodos de Produccin de Pozos de Petrleo Facilitador: Ing. Felipe Mendoza

CONTENIDO DEL CURSO:

00.- Introduccin01.- Fundamentos de Completacin de Pozos02.- Capacidad de Produccin y Optimizacin de la Produccin de los Pozos.03.-Metodos de Levantamiento Artificial de Pozos.04.- Proceso de Separacin Crudo Gas05.-Manejo de Fluidos en Superficie. 06.-Tratamiento del Crudo, del Agua de Produccin y del Gas Natural.

INTRODUCCION

Recuperacin Mejorada: Engloba la antes denominada Recuperacin Secundaria y Terciaria. Es todo proceso que incrementa econmicamente el recobro de hidrocarburos remanentes en el yacimiento, mediante la inyeccin de fluidos y/o energa.Produccin por incremento de la presin del yacimiento Produccin por medio del uso de nuevos mtodos sETAPAS DE UN PLAN DE EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO

ETAPAS DE UN PLAN DE EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO

ETAPAS DE UN PLAN DE EXPLOTACION DE UN YACIMIENTO

PRODUCCION DE HIDROCARBUROSFASES DE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

- ALMACENAMIENTO, FISCALIZACION Y TRANSPORTE y ENTREGA DE HIDROCARBUROS- ACONDICIONAMIENTO Y TRATAMIENTO DE FLUIDOS EN SUPERFICIE- EXTRACCION DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO

VIDEO: PROCESOS DE LA INDUSTRIA PETROLERA

01.- Fundamentos de Completacin de Pozos.

Un pozo productor de petrleo o de gas es un hoyo construido en el subsuelo para alcanzar un depsito de hidrocarburos y facilitar la extraccin de los mismos.

El Pozo debe cumplir con las siguientes funciones:

- Permitir el acceso al depsito de hidrocarburos bajo la tierra.- Conectar las formaciones productoras con la superficie.- Permitir que el hidrocarburo alcance la superficie terrestre en forma segura y efectiva.- Dar soporte al equipo de superficie para controlar la produccin y permitir su mantenimiento(operaciones de guayafina, workover, etc.).CONSTRUCCION DEL POZO PRODUCTOR

PROCESO DE CONSTRUCCIN DE UN POZO PRODUCTOR

COMPLETACION DEL POZO PRODUCTORCompletacin del pozo significa preparar el pozo para producir petrleo y gas a presiones y caudales controlados. La completacin final del pozo comprende las siguientes fases:1.- Realizar prueba de produccin al pozo.

2.- Instalacin del revestidor de produccin.

3.- Instalacin de la empacadura, tubera de produccin y cabezal del pozo.

4.- Puesta en produccin del pozo.

Completacion y prueba del pozo1.- Prueba de produccin al pozo: Esta prueba permite determinar el potencial de produccin que presenta la formacin donde se completara el pozo. Esta prueba es conocida como DST (Drill Stem Test). Esta prueba permite estimar la tasa de produccin promedio que este es capaz de producir el pozo.

2.- Completacin del fondo del pozo: Instalacin del revestidor de produccinHoyo desnudoLiner ranuradoLiner cementado y caoneadoLiner preempacado con empaque cado con grava en hoyo desnudoLiner preempacado con empaque con grava dentro de liner externo cementado y caoneadoFormaciones consolidadas__________Formaciones no consolidadas

COMPONENTES DE LA COMPLETACION DE UN POZO

En la etapa de completacin se busca convertir un pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de produccin o inyeccin. Para ello se necesita la seleccin y combinacin de una serie de componentes entre los cuales tenemos los siguientes:

EMPACADURAS DE PRODUCCINVALVULA DE SEGURIDAD Y MANGAS DESLIZANTES

NIPLE DE ASIENTO Y JUNTA DE EXPANSION LINER RANURADO

LINER PREEMPACADOEMPAQUE CON GRAVA

TUBERA DE PRODUCCINLa tubera de produccin es el conducto principal de la zona productora hacia la superficie. Por consiguiente, una seleccin, diseo e instalacin adecuados es una parte muy importante de cualquier sistema de completacinLas tubera pueden variar en longitudes desde 18 a 35 pies, sin embargo, el tubo es aproximadamente de 30 pies. En todos los envos la longitud va a variar, por lo tanto, una medicin precisa de cada tubo es esencial. Pup joints (tubos cortas para espaciar la tubera) vienen disponibles en medidas cortas entre 2 a 20 en incremento de 2.La tubera tambin viene disponible en una variedad de rangos de OD. Los ms comunes: 2 3/8", 2 7/8", 3 1/2", 4 1/2", 5.0" 5 1/2" 6 5/8", 7" 9 5/8" 10 3/4".Los tipos ms comunes de tubos, tienen rosca en ambos extremos (pin end) y conectada por acoples (caja). :

EMPACADURA Y TUBERA DE PRODUCCIN

CAONEO DEL POZOEl Caoneo es el proceso mediante el cual se crean aberturas a travs de la tubera de revestimiento y el cemento, con la finalidad de establecer comunicacin entre el pozo y la formacin.

PARTES Y GEOMETRA DEL CAONEO

MTODOS DE CAONEO:Existen tres mtodos bsicos de caonear los pozos.

3.- Completacin de la parte superior del pozo: Instalacin de la empacadura, tubera de produccin y cabezal del pozo_________Sencilla__________Monobore_Multiple

CABEZAL DE PRODUCCION

CABEZAL DE PRODUCCIONCHOKES O ESTRANGULADORESPOSITIVO

CABEZAL DE PRODUCCIONCHOKES O ESTRANGULADORESAJUSTABLE

VIDEO: PERFORACION Y COMPLETACION DE UN POZO PRODUCTOR

CABEZAL DE PRODUCCIN Y LINEA DE FLUJO

DIAGRAMA MECNICO DE UN POZO

AIREADOS/ESPUMOSOSACEITE.AGUA.SALMUERAS.CLORURO DE SODIO Y CALCIO.NITRATO DE CALCIO CLORURO DE ZINC CLORURO DE CALCIO.LODO CONVENCIONAL.LODO A BASE DE ACEITE EMULSIONES INVERSAS.FLUIDOS A BASE DE POLMEROS.FLUIDOS DE COMPLETACIN

PRESION DIFERENCIAL

Consiste en conectar el pozo a la lnea de flujo, que conducir la produccin a la estacin de flujo ms cercana al pozo y luego ponerlo en produccin al pozo.

Normalmente esto se logra desplazando el lodo de perforacin que todava est llenando el pozo, por una salmuera de densidad ligeramente menor a la del lodo.

Esto provocara una situacin de sub balance que har que el fluido del yacimiento penetre al pozo y de esta forma se iniciara la produccin por flujo natural del mismo4.- PUESTA EN PRODUCCIN DEL POZO

POZO PRODUCTOR POR FLUJO NATURALFlujo Natural: Es el tipo de produccin ms prcticos y menos costosos, ya que su produccin es impulsada por la presin natural existente en la formacin. Esta es suficiente para que el crudo fluya hasta la superficie por si mismo sin dificultad alguna. En este tipo de pozos se necesita de muy pocos equipo y herramientas para su completacion.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL FLUJO NATURAL Ventajas: El mecanismo de flujo natural representa la forma ms econmica y simple de producir un pozo, ya que la energa para el proceso es aportada por el mismo yacimiento. Adems se necesita instalar pocos equipos para el control de la produccin, el cual se realiza en la superficie por medio del llamado cabezal o "rbol de Navidad, compuesto por una serie de vlvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad y por los estranguladores o chokes que permiten establecer la tasa de produccin que se quiera dar al pozo.Desventajas: El flujo natural no ocurre en la mayora de los pozos y cuando pasa, la energa natural que empuja a los fluidos hasta la superficie deja de ser suficiente con el tiempo, por lo cual es necesario recurrir a los mtodos de levantamiento artificial para continuar extrayendo los fluidos del yacimiento. Con la produccin artificial del pozo comienza la fase ms costosa y complicada de la explotacin de un yacimiento debido al costo de estos equipos y a la complicada que se vuelve el funcionamiento del pozo.

En caso que el pozo no comience por si mismo a producir (flujo natural), se estimula mediante: - suabeo, disminucin de la columna de salmuera inyectando gas a alta presin en la formacin. acidificaciones o fracturamiento de la formacin

Si aun as el pozo no es capaz de producir por si solo, se debe instalar algn mtodo de levantamiento artificial que se adapte a las condiciones productivas del pozo.4.- PUESTA EN PRODUCCIN DEL POZO

VIDEO: PUESTA EN PRODUCCION DE UN POZO 1

VIDEO: PUESTA EN PRODUCCION DE UN POZO 2

02.- Capacidad de Produccin y Optimizacin de la Produccin de Pozos.

EL SISTEMA DE PRODUCCIN Y SUS COMPONENTES

El proceso de produccin en un pozo de petrleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccin en la estacin de flujo. :EL SISTEMA DE PRODUCCIN Y SUS COMPONENTES

CADAS DE PRESIN EN EL SISTEMA DE PRODUCCIN

REPRESENTACIN GRAFICA DE CADAS DE PRESIONES EN EL SISTEMA DE PRODUCCIN

El movimiento del petrleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presin (P1) en el rea de drenaje. El caudal o tasa de flujo (Qo) que se establezca depender no solo de dicho gradiente, sino tambin de la capacidad de flujo de la formacin productora, que depender de:

- producto de la permeabilidad efectiva al petrleo por el espesor de arena neta petrolfera (Ko.h).- resistencia a fluir del fluido representada a travs de su viscosidad (o).

I.- FLUJO DE PETRLEO EN EL YACIMIENTODado que la distribucin de presiones en el yacimiento Pr cambia a travs del tiempo hay distintos estados de flujo que pueden presentarse en el rea de drenaje al abrir a produccin un pozo, y en cada uno de ellos se puede describir la ecuacin que regir la relacin entre la presin fluyente Pwf y la tasa de produccin Qo que ser capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

I.- FLUJO DE PETRLEO EN EL YACIMIENTOExisten tres estados de flujo dependiendo de cmo es la variacin de la presin del fluido con respecto al tiempo:

1. Flujo No Continuo: dP/dt 02. Flujo Continuo: dP/dt = 03. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constanteEstados del flujo de fluidos en el yacimiento

Flujo No-Continuo o Transitorio:

Es un tipo de flujo donde la distribucin de presin a lo largo del rea de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a produccin un pozo que se encontraba cerrado viceversa. Dado que el diferencial de presin no se estabiliza es difcil establecer ecuaciones precisas que permitan estimar la tasa de produccin en este estado de flujo.2) Flujo Continuo o Estacionario:

Es un tipo de flujo donde la distribucin de presin no cambia con tiempo a lo largo del rea de drenaje, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribucin de presin en el rea de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, asociado a un gran acufero para mantener constante la presin estatica (Pr). En este caso si es posible establecer ecuaciones para determinar el caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

La Ecuacin de Darcy para flujo radial permite estimar la tasa de produccin de petrleo que ser capaz de aportar un rea de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.Ecuaciones de flujo para estado continuo.Para yacimientos sub-saturados (Pwf >Pb)

Simplificaciones de la Ecuacin de Darcy

Se define ndice de productividad (J) a la relacin existente entre la tasa de produccin, qo, y el diferencial entre la presin del yacimiento y la presin fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf).

De la ecuacin de Darcy se puede obtener el ndice de productividad, despejando la relacin que define al J, es decir:ndice de productividad de un pozoJ = constante ( periodos cortos)

En las ecuaciones anteriores la tasa es de petrleo, qo, ya que se haba asumido solo flujo de petrleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de lquido, ql, conocida tambin como tasa bruta de liquido, ya que incluye el agua producida.

ndice de productividad de un pozoEscala tpica de valores del ndice de productividad en bpd/lpc:

Baja productividad: J < 0,5Productividad media: 0,5 < J < 1,0Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0Excelente productividad: J >2,0ql = qo + qw

La curva IPR o comportamiento de afluencia de la formaciones productoras, es la representacin grfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de produccin de lquido ql que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwf existe una tasa de produccin de lquido ql, que se puede obtener de la definicin del ndice de productividad:

ql= J.(Pws - Pwf)

IPR (Inflow Performance Relationships)J y Pws = constantes ql = f (Pwf)

IPR LinealPara yacimientos subsaturados (Pwf > Pb), la representacin grfica de Pwf en funcin de ql es una lnea recta en papel cartesiano.

Ecuacin de Vogel En yacimientos saturados (Pwf < Pb), existe flujo de dos fases: una liquida (petrleo) y otra gaseosa (gas libre).. Para este caso se puede obtener la IPR en caso de tener flujo bifsico en el yacimiento utilizando la Ecuacin de Vogel.

En yacimientos reales existir flujo de una fase liquida (petrleo) para Pwf> Pb y flujo bifsico para Pwf< Pb. En estos casos la IPR tendr un comportamiento lineal para Pwf mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwf menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.Flujo combinado de gas y petrleo en yacimientos reales

Para cada presin fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el rea de drenaje del yacimiento quedar sometida a un diferencial de presin que depender de la energa del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocar el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de produccin aportada depender fundamentalmente del ndice de productividad del pozo.COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA LAS FORMACIONES PRODUCTORAS. La IPR es conocida tambin como la curva de oferta de energa , ya que representa la energa que posee el fluido que llega al fondo del pozo fluyendo desde el yacimiento para cualquier tasa de produccin .

Cadas de Presin en el Sistema de Produccin

El estudio del comportamiento del flujo multifsico en tuberas permite estimar la presin requerida que debe tener el fluido en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de produccin hasta el separador en la estacin de flujo en superficie. El objetivo del estudio es determinar mediante el uso de correlaciones de flujo multifsico en tuberas (FMT), la habilidad que tiene un pozo para impulsar hacia la superficie los fluidos del yacimiento.II.- COMPORTAMIENTO DEL FLUJO MULTIFSICO EN EL POZODurante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estacin de flujo existen prdidas de energa tanto en el pozo como en la lnea de flujo en la superficie. Estas fuentes de prdidas de energa provienen de los efectos gravitacionales, friccin y cambios de energa cintica que experimenta el fluido a todo lo largo de su trayectoria hasta la superficie.

ECUACIN GENERAL DEL GRADIENTE DE PRESIN DINMICA DEL POZOEl punto de partida de las diferentes correlaciones de FMT es la ecuacin general del gradiente de presin de un fluido monofsico dentro de una tubera, la cual puede escribirse de la siguiente manera: .

Burbuja.TapnTransicinNeblinaPATRONES DE FLUJO PARA FLUJO MULTIFSICO VERTICAL Y FUERTEMENTE INCLINADO.Gas naturalPetroleo

Correlaciones de flujo multifsico mas utilizadas en tuberasEntre las correlaciones para flujo multifsico que cubren amplio rango de tasa de produccin y todos los tamaos tpicos de tuberas se encuentran, para flujo horizontal: Beggs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc. y para flujo vertical: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, Gilbert, etc.

CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIONFLUJO VERTICALFLUJO HORIZONTALOtra forma de analizar el flujo vertical y horizontal en tuberas es mediante el uso de las curvas de gradiente de presin dinmica que se pueden encontrar publicadas en manuales o textos especializados.

USO DE LAS CURVAS DE GRADIENTE DE PRESINYa sea mediante el uso de las correlaciones FMT o sus curvas de gradiente, se pueden calcular las caidas de presion P3 y P4 , lo que permite estimar directamente los valores del Pwh y Pwf requeridos para el transporte de los fluidos multifasicos en tuberias desde el fondo del pozo hasta el separador en superficie.

CONSTRUCCIN DE LA CURVA DE DEMANDA DE ENERGASi se evalan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasa de produccin de liquidos ql y se grafican, se obtienen las llamadas curvas de demanda de energa. Las curvas de demanda de energia representan las prdidas de presin que experimentara el fluido tanto en la lnea de flujo en superficie, Pl, como en la tubera de produccin en el pozo, Pp, para distintas tasas de produccin de liquidos ql.

CAPACIDAD DE PRODUCCIN DEL POZO EN FLUJO NATURALLa capacidad de produccin del pozo en flujo natural lo establece la tasa de produccin para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extraccin de fluidos del pozo conjuntamente con su lnea de flujo en la superficie.Para obtener grficamente la tasa de produccin antes mencionada se debe dibujar en la misma grafica las curvas de oferta y demanda de energa en el fondo del pozo, tal como se muestra a continuacin:

Cadas de Presin en el Sistema de Produccin

USO DE REDUCTORES O CHOKES PARA CONTROLAR LA PRODUCCIN DEL POZO EN FLUJO NATURALCuando se requiere controlar la tasa de produccin de un pozo se debe instalar un reductor o choke de produccin en la caja de choke que se encuentra en el cabezal del pozo. La reduccin brusca del rea expuesta a flujo provocar una alta velocidad de la mezcla multifsica a travs del orificio del reductor de tal forma que la presin del cabezal no responder a los cambios de presin en la lnea de flujo y en la estacin, en otras palabras, la produccin del pozo quedar controlada por la presin de cabezal Pwh impuesta por el tamao del reductor instalado.Estos dispositivos constituyen el medio ms efectivo y econmico de controlar la produccin de los pozos e incrementar de esta forma el recobro final de los yacimientos.

RAZONES PARA CONTROLAR LA TASA DE PRODUCCIN- Aumentar la seguridad del personal de campo al reducir la presin en la superficie- Proteger al pozo de contrapresiones originadas en superficie. - Evitar la conificacin de agua y gas.- Minimizar la migracin de finos.- Minimizar la entrada de arena al pozo.- Proteger el equipo de superficie de la alta presin, erosin, turbulencia, etc. Mantener flexibilidad en la produccin total del campo para acoplarla a la demanda de petrleo impuesta por el mercado internacional.

ECUACIONES PARA ESTIMAR EL COMPORTAMIENTO DE LOS REDUCTORES O CHOKESLa ecuacin de Gilbert (1954) representa la forma como estn relacionadas las variables principales que gobiernan el comportamiento de los reductores en el pozo y es vlida solo para condiciones de flujo crtico. Originalmente fu presentada de la siguiente manera:Donde:R = es la relacin gas lquido en mpcn/bn.q = tasa de lquido en pcn/bn.S = dimetro del orificio del reductor, en 64 avos de pulg.Pwh = presion del cabezal en lpca

OTRAS CORRELACIONES UTILIZADAS PARA ESTIMAR EL COMPORTAMIENTO DE ESTRANGULADORES

BALANCE DE ENERGIA EN BASE A NODOS (ANALISIS NODAL)nodo

BALANCE DE ENERGIA EN EL POZO EN BASE A NODOS(ANALISIS NODAL)

Para obtener una solucin analtica de las ecuaciones de anlisis nodal, se debe utilizar un procedimiento de ensayo y error asumiendo varias tasas de flujo y para cada una de ellas determinar la Pwf de oferta y la Pwf de demanda. Luego con algoritmos matemticos acelerar la convergencia hasta que Pwf oferta Pwf demanda. Este es la forma de trabajo de algunos de los diferentes softwares conocidos de Analisis Nodal que hay disponible en el mercado.SOLUCION ANALITICA DE LAS ECUACIONES DE ANALISIS NODAL

PRINCIPALES APLICACIONES DEL ANLISIS NODAL- Seleccin del dimetro optimo de Tubing.- Seleccin del dimetro optimo de Lnea de Flujo.Diseo del empaque por grava. Seleccin del tamao optimo del estrangulador. Seleccin del tamao optimo de la vlvula de seguridad subsuperficial. Analizar restricciones anormales de flujo. Diseo de los sistemas de Levantamiento Artificial. Analizar los efectos de la compresin de gas en el pozo.Analizar la densidad de caoneo del pozo. Otros

OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCION APLICANDO ANLISIS NODALOptimizar un proceso es hacer que este funcione a su mxima capacidad y de la forma mas eficiente posible. En el caso del proceso de produccin de un pozo, una de las formas de optimizarlo es asegurar que este operando a su mximo potencial de produccin.

Una tcnica reconocida y confiable que ayuda en esta tarea es el Anlisis Nodal, la cual es una herramienta muy flexible que permite analizar tanto las condiciones en las cuales esta operando un pozo como evaluar las diferentes alternativas para mejorar su productividad.

Pwf(psi)

OPTIMIZACION DE UN POZO MEDIANTE ANALISIS NODAL

PRINCIPALES PARAMETROS SUSCEPTIBLES DE OPTIMIZACION MEDIANTE ANALISIS NODAL

03.- Mtodos de Levantamiento Artificial de Pozos.

CURVA DE DEMANDACURVA DE OFERTATASA REAL DE PRODUCCIONIntroduccin

Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energa para conciliar la oferta con la demanda de energa en el pozo. La utilizacin de esta fuente de energa con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial. El propsito de los diferentes mtodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energa en la cara de la formacin productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presin a travs del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de produccin: arenamiento, conificacin de agua, etc.

DIAGRAMA DE UN POZO FLUYENTECURVA DE DEMANDACURVA DE OFERTATASA REAL DE PRODUCCIONCAPACIDAD DE PRODUCCION

DISMINUCION DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIN Y MUERTE DEL POZOLa capacidad de produccin del pozo en flujo natural disminuye a travs del tiempo bien sea por que la energa del yacimiento disminuye sustancialmente y/o disminuye el ndice de productividad o por que la columna de fluido se hace cada vez ms pesada debido al aumento del corte de agua del pozo. Puede llegar el momento donde el pozo comienza a producir en forma intermitente y finalmente muere. CURVA DE OFERTACURVA DE DEMANDA

FACTORES QUE PROVOCAN DISMINUCION DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCION DE UN POZOAumento del Corte de AguaDisminucion de la energia del yacimiento

AUMENTANDO OFERTAqLFORMAS DE REACTIVAR LA PRODUCCION DE UN POZO MUERTO

PRINCIPALES METODOS UTILIZADOS PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE POZOS

SITUACION A MAYO 1998PRINCIPALES METODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZADOS EN VENEZUELA

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (GASLIFT)

El levantamiento artificial por gas es un sistema artificial de produccin utilizado en los pozos petroleros para poder levantar los fluidos a la superficie. En este sistema se utiliza gas a una presin relativamente alta (1200 psi como mnimo) para poder aligerar la columna de fluido y de este modo permitir al pozo fluir hacia la superficie. INTRODUCCIONEl gas inyectado desde el revestidor hacia la tubera de produccin, origina que la presin que ejerce la columna de fluido contenida dentro de la tubera de produccin sobre la formacin disminuya debido a la reduccin de la densidad de dicho fluido obtenindose as un diferencial de presin entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente y por otro lado la expansin del gas inyectado debido a la reduccin de la presin, produce el consecuente arrastre o desplazamiento del fluido a la superficie, todo lo cual se traduce en una disminucin de la demanda de energa que requiere el fluido para llegar a la superficie.

Rangos de Aplicacin:

Caudal ( BPD) 20 a 10000

Gravedad ( API) 12 a 45

- Viscosidad ( cP) > a 5

Temperatura (F) Hasta 280

Manejo de Gas Ilimitado

- Revestidor > 4 1/2

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT VENTAJAS Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas y a cualquier profundidad.Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especialesIdeal para pozos de alta relacin gas - lquido y con produccin de arenaSe pueden producir varios pozos desde una sola plataformaEl equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costoBajo costo de operacinPuede ser usado en pozos de bajo ndice de productividad con alta relacin gas-petroleo.El diseo puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tubera.Las vlvulas pueden ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el tubing.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT DESVENTAJAS Se requiere de una fuente de gas de alta presinNo es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y lneas de flujo muy largas y de pequeo dimetro El gas de inyeccin debe ser tratado No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinosoSu diseo es laboriosoAplicable a pozos de hasta + 10.000 piesLa escasez de gas natural puede limitar su uso.Difcil recuperacin de las vlvulas en pozos altamente desviados.No se recomienda su uso en pozos de muy baja presin de fondo y bajo indice de productividad

INSTALACIONES SUPERFICIALES DE SISTEMA POR GASLIFT

PARTES DE UN POZO POR GASLIFTUn pozo de LAG consta bsicamente en superficie de un cabezal de produccin y el equipo asociado, la lnea de flujo, el separador, los equipos de medicin y control, fuente de gas de levantamiento de alta presin y las lneas de distribucin del gas. El equipo de produccin de subsuelo consiste en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, en los cuales se insertan o enroscan a las vlvula de levantamiento, a travs de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de produccin. El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y est constituido principalmente por las vlvulas de LAG y los mandriles.

VALVULAS DE GASLIFTLas vlvulas de inyeccin de gas constituyen los elementos ms importantes en un sistema de produccin por gaslift, ya que son las responsables de la inyeccin y regulacin del gas a alta presin desde el revestidor hacia la tubera de produccin. Las vlvulas de gaslift estn disponibles comercialmente en los siguientes dimetros: 5 / 8-in., 1-in., y 1 1/2-in.

MANDRILES PARA VALVULAS DE GASLIFTEl mandril es una seccin tubular que permite colocar la vlvula a la profundidad deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la vlvula de LAG. Puede ser de 2 tipos: 1.- Mandril convencionalEn este la vlvula va enrroscada externamente en el mandril. Para reemplazar la vlvula hay que sacar toda la sarta de produccin.

MANDRILES PARA VALVULAS DE GASLIFT2.- Mandril de bolsillo o con vlvulas recuperablesEn este, la vlvula va insertada internamente en el mandril. Para reemplazar la vlvula hay que pescarla con guaya fina por lo que no es necesario sacar la tubera de produccin.

VIDEO: VALVULAS DE GASLIFT

Levantamiento artificial por gas Intermitente: Este mtodo consiste en inyectar un volumen de gas a alta presin por el espacio anular hacia la T.P. en forma cclica, por medio de un regulador y una valvula de inyeccion. Cuando la vlvula subsuperficial de gaslift intermitente abre, expulsa hacia la superficie al fluido de la formacin que se acumul dentro de la T.P., en forma de bache. Despus de que la vlvula cierra, la formacin continua aportando fluido al pozo, hasta alcanzar un determinado volumen de fluido con el que se inicie otro ciclo; dicho ciclo es regulado para que coincida con el gasto de llenado del fluido de formacin al pozo. Este sistema se recomienda para pozos con las caractersticas siguientes: a) Alto ndice de productividad ( > 0.5 bl/d!a/lb/pg2) y bajas presiones de fondob) Bajo ndice de productividad ( < 0.5 bl/d!a/lb/pg2) con bajas presiones de fondoTipos de Gaslift

Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas dependiendo si possen o no empacadura y vlvula fija de retencin de lquido.

TIPOS DE INSTALACIONES DE GASLIFT

COMPRESOR DE GAS

MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS A ALTA PRESION

SISTEMA DE MEDICION DE GAS EN EL POZO

La informacin que aporta el disco de dos presiones del cabezal del pozo, adems de resultar muy econmico, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de un pozo de LAG continuo o intermitente. DIAGNOSTICO DE FALLAS EN UN POZO DE LAG. Flujo IntermitenteFlujo Continuo

DIAGNOSTICO DE FALLAS EN UN POZO DE LAG. Cabeceo en la tubera de produccinComunicacin Rev - Tub

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE UN POZO POR GASLIFT

BOMBEO MECANICO (BM)

El Bombeo Mecnico consiste en un procedimiento de succin y transferencia casi continua de fluidos ( Petrleo, Gas y Agua) desde el fondo del pozo hasta la superficie, mediante un equipo mecnico que suministra el movimiento a una bomba de subsuelo mediante una sarta de cabillas, la cual mueve el pistn de la bomba. INTRODUCCIONEl equipo mecnico llamado balancn es el encargado de transmitir la potencia a la bomba de subsuelo para producir los fluidos, disminuyendo la presin en el fondo del pozo, con lo cual se produce un incremento en el diferencial de presin (p) entre la presin de formacin y la presin de fondo fluyente con lo cual se logra un aumento en la tasa de produccin del pozo y por tanto en la oferta de energa del mismo.

RANGOS DE APLICACIN

Caudal ( BPD) 20 a 2000

Gravedad ( API) 8.5 a 40

Viscosidad ( Cp) 4 a 40000

Temperatura ( F) Hasta 500

Manejo de Gas ( %) Hasta 70 Gas Libre

Ventajas Fcil de operar y servicios Puede cambiarse fcilmente la tasa de produccin cambiando la velocidad de bombeo o la longitud de la carrera Puedes disminuir la presin de entrada de la bomba para maximizar la produccin. Pueden intercambiarse fcilmente las unidades de superficie. Pueden utilizarse motores a gas si no hay disponibilidad elctrica Se puede usar controladores de bombeo para minimizar golpe de fluido, costos de electricidad y fallas de cabillas. Puede ser monitoreado de manera remota con un sistema controlador de bombeo. Puedes usar modernos anlisis dinamomtricos de computadora para optimizar el sistema.VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA DE BOMBEO MECANICODesventajas Es problemtico en pozos desviados. No puede usarse costa afuera por el tamao del equipo de superficie y la limitacin en la capacidad de produccin comparado con otros mtodos. No puede manejar produccin excesiva de arena. La eficiencia volumtrica cae drsticamente cuando se maneja gas libre Las tasas de produccin caen rpido con profundidad comparada con otros mtodos de levantamiento artificial. No es oportuno en reas urbanas.

Contrapesos: Como en el bombeo mecnico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de cabillas, debe ubicarse un contrapeso en la parte trasera del mismo balancn o en la manivela. Los contrapesos ayudan a reducir el torque que la caja de engranajes debe suministrar.

EQUIPOS DE SUPERFICIEUnidad Motriz (Motor) y Caja de Engranajes: Equipos que suministra el movimiento y potencia a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozos.. La funcin de la caja de engranaje es convertir torque bajos y altas rpm de la unidad motriz en altos torque y bajas rpm necesarias para operar la unidad de bombeo.

Unidad de Bombeo (Balancn): Es una unidad integrada cuyo objetivo es cambiar el movimiento angular del eje del motor a reciproco vertical, a la velocidad apropiada con el propsito de accionar la sarta de cabillas y bomba de subsuelo.

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO

PARTES PRINCIPALESBOMBA DE SUBSUELO

Cilindro o Barril: Lugar donde se mueve el Pistn en sus carreras ascendentes y descendentes.

Embolo o Pistn: Es la parte mvil y l se encuentra la vlvula viajera.

Vlvula Viajera: Controla la entrada de fluido de la Bomba al interior del pistn.

Vlvula Fija: Controla la entrada de fluidos desde el pozo al interior de la bomba.Partes de la bomba de subsueloEQUIPOS DE SUBSUELOBomba de Subsuelo: Es una bomba de pistn de desplazamiento positivo, que funciona por diferenciales de presin mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y salida de fluidos en ciclos peridicos sincronizados.. El desplazamiento de fluido por cada dimetro de bomba depende del nmero de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada.

Las Bombas de Tubera, son aquellas en las que el cilindro de la bomba va conectado a la tubera de produccin y se mete en el pozo como parte integral de la sarta a la profundidad deseada de bombeo. Para el reemplazo de la bomba se debe extraer toda la sarta de produccin Tipos de Bombas de Subsuelo

Tipos de Bombas de SubsueloLas Bomba de Cabilla o insertable, es aquella en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de cabillas se puede colocar o extraer a travs de la sarta de produccin, sin necesidad de extraer la misma con el consiguiente ahorro en tiempo, costos y produccin diferida. .

ANCLAS DE GAS:Las anclas de gas son extensiones de bombas diseadas para separar el gas libre del lquido producido antes que este entre en la bomba. El gas separado es desviado a la entrada de la bomba y fluye hacia arriba por el espacio anular revestidor-tubera permitiendo que mas liquido entre a la bomba. Esto mejora la eficiencia volumtrica de la bomba y aumenta la produccin. Hay dos tipos:

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE UN POZO POR BOMBEO MECANICO

BOMBEO POR CAVIDAD PROGRESIVA (BCP)

Las bombas de Cavidad Progresiva son mquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metlico, un estator cuyo material es generalmente un elastmero, un motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a travs de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succin hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator.

El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor reductor acoplado a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volmenes de gas, slidos en suspensin y cortes de agua, as como tambin son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.Introduccin

El sistema de bombeo de cavidad progresiva es muy verstil ya que es aplicable en:

- Crudos medianos, pesados y extra pesados. (gravedad API comprendida entre 8.5 a 25 API).- Bajas, medianas y altas tasas de produccin. (caudal desde 50 hasta 6000 BPD).Crudos arenosos, parafnicos y viscosos. (2000-500000 centipoises).Pozos verticales, inclinados, desviados y horizontales. Capacidad de levantamiento real de hasta 6.000 pies (mximo de 10.500 pies).- Resistencia a la temperatura de hasta 280F (mximo de 350F).

APLICACIN DE SISTEMAS BCP.

VENTAJAS DEL SISTEMA BCP

Los sistemas BCP tienen una alta eficiencia total, tpicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Permite liberar capacidad de compresin y gas en relacin a los pozos de gas lift.La inversin de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo.Los costos operativos son tambin mucho ms bajos 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo mecnico. Su aplicacin correcta proveen el ms econmico mtodo de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente.- La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre en la succin resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando ineficiencia volumtrica.- Su pequeo tamao y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos mltiples y plataformas de produccin costa fuera;- El bajo nivel de ruido y pequeo impacto visual la hace ideal para reas urbanas.- Simple instalacin y operacin.

- Alta sensibilidad del elastmeros a los fluidos producidos (pueden hincharse o deteriorarse con el contacto con fluidos como cido sulfrico, dixido de carbono, diluente, agua de produccin, etc).- La presencia de gas libre afecta su eficiencia volumtrica.- Alto riesgo de falla del estator cuando se opera en vaco.- Desgaste por contacto de las cabillas y la tubera, acentuado segn la severidad de curvatura del hoyo.- La remocin de la tubera es necesaria para sustituir el estator, en caso de falla.- Los sistemas estn propensos a altas vibraciones en caso de operar a altas velocidades.DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS BCP.

Equipos de Superficie del Sistema BCP. Fuente de movimiento primario (motor). Es el que suministra y transmite el par motriz al eje de impulsin. Consta de un motor y de un sistema reductor de velocidad. El motor que se utiliza es generalmente un motor elctrico, pero cualquier otro tipo de motor es aceptable. El sistema reductor de velocidad puede ser de velocidad fija o variable.

Variadores de frecuencia.Rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electrnicamente produciendo una seal de salida con frecuencia y voltaje diferente. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de rotacin y al variar la velocidad de operacin, vara la produccin.

Motovariadores de velocidadEn este sistema, el acople entre motor y caja reductora no es directo. En este caso, se realiza a travs de un conjunto variador de velocidad formado por correas y poleas de dimetro variable, el cual cumple con la funcin de permitir el cambio de velocidad de rotacin sin requerir la parada del equipo ni el cambio de componentes.

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE UN CABEZAL PARA BOMBEO POR CAVIDAD PROGRESIVA

ROTOR Y ESTATOR DE UNA BOMBA BCP.

Equipos de Fondo del Sistema BCP.

La Bomba.Consiste de un rotor helicoidal singular que gira alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo dimetro y del doble de longitud. El desplazamiento de una bomba de cavidad progresiva adems de ser funcin de la velocidad de rotacin, es directamente proporcional a tres constantes: el dimetro de la seccin transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hlice) y la longitud de la hlice del estator.

Rotor. El rotor est fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisin y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasin. Se conecta a la sarta de cabillas (bombas de tubera) la cual le transmite el movimiento de rotacin desde la superficie (accionamiento o impulsor).

Estator. El estator es un cilindro de acero revestido internamente con un elastmero sinttico (polmero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos hlices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso especial.

Bomba de tuberia o convencional.En este tipo de bomba, primero se baja la tubera de produccin se la ancla con un packers luego de la fijacin se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalacin se demora y consume ms tiempo y en consecuencia mayor inversin, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha.Este tipo de bomba hoy en da ya no es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la instalacin insertable es el que lo ha suplantado.TIPOS DE BOMBAS BCP.

Bombas Insertable.En la configuracin de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubera de produccin, minimizando el tiempo de intervencin y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.La bomba es la misma que en la configuracin convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensin de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensin sirven de gua y soporte para la instalacin de este sistema.

VIDEO: FUNCIONAMIMENTO DE UN POZO POR CAVIDAD PROGRESIVA

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)

Este Mtodo de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia electrica por barril diario producido son tambin elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalacin de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso.

Los sistemas de bombeo electrosumergible usan mltiples etapas montadas en serie dentro de una carcasa, accionada con un motor sumergible al final de la tubera y conectadas a superficie a travs de un cable protegido. Transfiere energa elctrica que se transforma en energa mecnica (torque) que a su vez genera energa potencial o presin en el fluido (a travs de las etapas del motor).

INTRODUCCIN

APLICACIN DE LOS SISTEMAS BES.- Temperatura: > 350f para motores y cables especiales.- Presencia de gas: saturacin de gas libre < 10%- Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0 ppm) - Viscosidad: limite cercano a los 200 cps- Profundidad: 6000 - 8000 pies- Tipo de completacin: Tanto en pozos verticales, como desviados.- Volumen de fluido: desde 200 hasta 4000 BPD.--

VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Puede levantar altos volmenes de fluidos Maneja altos cortes de agua (aplicables en costa a fuera) Puede usarse para inyectar fluidos a la formacin. Su vida til puede ser muy larga. Trabaja bien en pozos desviados. No causan obstrucciones en ambientes urbanos Fcil aplicacin de tratamientos contra la corrosin y formaciones de escamas.- Fcil de instalar y operar.- Se le pueden instalar sensores de fondo para tener un mejor control del yacimiento ( pozos Inteligentes)

DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE- Requiere fuente de energa elctrica externa- Inversin inicial muy alta.- Alto consumo de potencia.- No es rentable en pozos de baja produccin.- Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.- Susceptible a la produccin de gas y arena.- Su diseo es complejo.- Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

El equipo de superficie de este sistema de levantamiento artificial cuenta con los siguientes elementos:

Banco de transformadores-- Arrancadores: Son utilizados para energizar el motor. Permiten arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba y protegiendo el equipo de variaciones elctricas. - Variador de velocidad: Este provee una relacin constante entre el voltaje y la frecuencia de la corriente de alimentacin para la correcta operacin del motor. Este equipo tiene la capacidad para realizar el monitoreo del comportamiento de pozo mediante el uso de instrumentos de registro (Cartas Amperimetricas)

EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA BES.- Caja de venteo: est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin del motor, adems permite ventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del cable, impidiendo que llegue al tablero de control.

Equipos de Subsuelo del Sistema BES.- Bomba electrosumergible: Su funcin es levantar el fluido y esta ubicada entre la cabeza de descarga y el separador de gas. Es de tipo centrfugomultietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El nmero de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

Motor elctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la produccin de fluidos. Se coloca por encima de las perforaciones.

- Cables trifsicos: suministran la potencia al motor elctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energa del mismo. Estn aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable est internamente aislado con plstico de alta densidad.

Equipos de Subsuelo del Sistema BES.

VIDEO: FUNCIONAMIMENTO DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

CARTA DE AMPERAJE: Registro que se toma en los pozos que funcionan por Bombeo Electrosumergible (BES) o Bombeo por Cavidad Progresiva (BCP), con el objeto de evaluar el consumo de energa de los equipos de subsuelo y, en base a esto, determinar sus condiciones de funcionamiento.DIAGNOSTICO DE FALLAS EN UN POZO POR BES. BLOQUEO DE BOMBA POR GAS.PARO DE BOMBA POR BAJO NIVEL DE FLUDODELPOZO.BOMBEO NORMAL.

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE UN POZO POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

04.- Proceso de Separacin Crudo-Gas

PROCESO DE SEPARACIN.

Es el proceso donde se separan las corrientes de produccin (agua, arena y gas).

En general, este proceso se realiza en el sitio ms prximo al lugar donde se produce el petrleo. En forma convencional, inicialmente se separa el gas y se continan manejando simultneamente el agua y el petrleo como una corriente de fluido bifsico lquido-lquido. En otros casos se puede disponer de separadores, en los cuales se logra la separacin trifsica.

SEPARADOR En la industria del petrleo y del gas natural, un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes bsicos, petrleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua.

CLASIFICACIN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIN

SEGN SU APLICACIN

Separador de Produccin: El separador de produccin es utilizado para separar los fluidos de un pozo o un grupo de pozos provenientes de la lnea general del mltiple de produccin.

Separador de Prueba: El separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos provenientes de los pozos en forma individual. Estos pueden estar permanentemente instalados o ser porttiles, adems estn equipados con diferentes tipos de instrumentos para la medicin del petrleo, gas y/o agua. Su principal uso es para realizar las pruebas de potencial de produccin de los pozos, pruebas de produccin peridicas, pruebas de pozos marginales, etc.

SEPARADOR VERTICALSEPARADOR HORIZONTALSEPARADOR ESFERICO

SEPARADORES VERTICALES

VENTAJASNormalmente empleados cuando la relacin gas o vapor lquido es alta o cuando se espera grandes variaciones en el flujo de vapor gas.Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel de lquido y para la instalacin fsica de la instrumentacin de control.Ocupa poco espacio horizontal.La capacidad de separacin de la fase liviana no se afecta por variaciones en el nivel de la fase pesada.Facilidad en remocin de slidos.

DESVENTAJASRequiere mayor dimetro que un tambor horizontal para una capacidad dada de gas.Requieren de mucho espacio vertical para su instalacin.Fundaciones ms costosas cuando se comparan con tambores horizontales equivalentes. Cuando hay formacin de espumas o se quiere desgasificar lquido ya recolectado, se requiere grandes volmenes de lquido y, por lo tanto tamaos grandes de tambores verticales VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE SEPARADORES

SEPARADORES HORIZONTALES

VENTAJASNormalmente empleados cuando la relacin gas o vapor-lquido es baja. Requiere poco espacio vertical para su instalacin. Fundaciones ms econmicas que la de un tambor vertical. Por lo general, son ms econmicos. Requieren mayor dimetro que un tambor vertical para un capacidad dada de gas. Manejan grandes cantidades de lquido. Los volmenes de retencin facilitan la desgasificacin de lquido y el manejo de espuma si se forma.DESVENTAJAS Variaciones de nivel de la fase pesada afecta la separacin de la fase liviana. Ocupan mucho espacio horizontal. Difcil remocin de slidos acumulados (necesidad de inclinar el recipiente o aadir interno como tubera de lavado)VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE SEPARADORES

SECCIONES INTERNAS DE UN SEPARADOR.

Independientemente de su forma posicin, todos los separadores poseen 4 secciones principales, las cuales son las siguientes:

Seccin De Separacin Primaria: Esta seccin permite la entrada de los fluidos al separador y contiene dispositivos que absorben la cantidad de movimiento de los fluidos de la alimentacin, en ella tambin se realiza el cambio abrupto de la corriente del fluido, lo que favorece la separacin inicial de las fases; la fuerza centrifuga originada por su entrada tangencial en el envase, remueve volmenes apreciables de lquidos y reorienta la distribucin de los fluidos.

Seccin De Las Fuerzas Gravitacionales: En esta seccin las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental. Las gotas del lquido que contiene el gas son separadas al mximo, este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. La velocidad del gas se reduce apreciablemente, en consecuencia la corriente del gas sube a una velocidad reducida, en algunas ocasiones en esta seccin se usan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el fin de controlar la formacin de espuma y la turbulencia.

SECCIONES INTERNAS DE UN SEPARADOR.

Seccin De Extraccin De Niebla: En esta seccin se separan las minsculas partculas del lquido que an contiene el gas despus de haber pasado por las 2 secciones anteriores. La mayora de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extraccin de niebla, la fuerza centrfuga o el principio de choque, en ambos mtodos las pequeas gotas del lquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas, que luego caen a la zona de recepcin de lquidos.

Seccin De Acumulacin De Lquido: Los lquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador, para esto se requiere de un tiempo mnimo de retencin que permita llevar a cabo el proceso de separacin. Tambin se necesita un volumen mnimo de alimentacin, en especial cuando el flujo es intermitente. Esta parte posee instrumentos para el control del nivel de liquido, que le permite manejar los volmenes de lquido obtenidos durante la operacin.

SECCIONES INTERNAS DE UN SEPARADOR

1.- SEDIMENTACION POR GRAVEDADMECANISMOS INTERNOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES

EL FLUJO DE GAS-LIQUDO RETOMA SU DIRECCION ORIGINALCAMBIO DE DIRECCION ARROJA PARTICULAS LIQUIDAS2.- TABIQUESMECANISMOS INTERNOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES

Sub-Particula pasan de largo Particula Impacta

Particulas se aglomeran

Particula es vencida por gravedad3.- MALLASMECANISMOS INTERNOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES

4.- CICLONESMECANISMOS INTERNOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES

PARTES INTERNAS DE UN SEPARADORDeflectores Eliminador de nieblaMedidores de nivel (Flotadores)Rompe vrtices

PARTES EXTERNAS DE UN SEPARADOR

El propsito de esta separacin por etapas es obtener el mximo recobro de hidrocarburos lquidos provenientes del fluido de los pozos y proveer la mxima estabilizacin de lquido y de gas. Las etapas de separacin de petrleo y gas (comnmente denominadas trenes de separacin) dependen de las presiones de los fluidos manejados y estn formadas por una serie de separadores operando a presiones que son reducidas secuencialmente. ETAPAS DEL PROCESO DE SEPARACIN DE PETRLEO Y GAS

VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR

05.- Manejo de Fluidos en Superficie

Una vez producido y disponible el petrleo y sus corrientes de produccin en la superficie, las mismas son sometidas a una serie de procesos con la finalidad de dar cumplimiento a las exigencia del cliente y de las normativas ambientales y gubernamentales. La seleccin y la secuencia de los procesos asociados al tratamiento de las corrientes de produccin dependen de las propiedades y del volumen producido, as como tambin de las especificaciones exigidas en el transporte y en la entrega de productos finales.

Por lo general, el lugar donde se realiza los primeros procesos, a los cuales se le somete al petrleo producido lo constituye la estacin de flujo, all el crudo es recibido en el mltiple de produccin pasando al proceso de separacin, la corriente de gas es enviada a su sistema de recoleccin, mientras que la corriente de agua y petrleo es enviada a un tanque de almacenamiento, para su posterior envo a un patio de tanques donde se realizaran los proceso de tratamiento de crudo y agua.MANEJO DE FLUIDOS EN SUPERFICIE

LA ESTACIN DE FLUJO

EQUIPOS E INSTALACIONES PRINCIPALES DE UNA ESTACION DE FLUJO.

Mltiples de produccin y prueba. Separadores de produccin general y de prueba. Depuradores de gas. Tanques de almacenamiento. Sistemas de bombas de transferencia. Medidores de crudo y gas. Sistema de inyeccin de qumica.- Equipos para tratamiento de crudo. Sistema de distribucin de gas.- Sistema de disposicin de agua y efluentes.

EQUIPOS PRINCIPALES DE UNA ESTACION DE FLUJO.

PROCESOS QUE TIENEN LUGAR EN UNA ESTACION DE FLUJO

- Separacin de las corrientes de produccin del petrleo, esto es agua libre y/oemulsionada, gas y slidos, principalmente arena.

- Medicin de los volmenes de petrleo y gas producidos.

- Estabilizacin del petrleo, que consiste en remover el gas disuelto hasta el nivel deseado, para garantizar procesos seguros durante el almacenamiento, el transporte y el manejo.

Tratamiento del crudo para la remocin de cualquier impureza y de gas que permita alcanzar las especificaciones necesarias para la venta y disposicin, cumpliendo con las normas de seguridad y ambiente.

- Almacenamiento temporal del crudo antes de ser enviado a los patios de tanques.

Bombeo de crudo hacia los patios de almacenamiento.

Manejo del gas envindolo a los sistemas de compresin de gas.

- Tratamiento y disposicin del agua y otros efluentes cumpliendo con las normas de seguridad y ambiente.

DEPURACION Y MANEJO DEL CRUDOEl proceso de depuracin y manejo del crudo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recoleccin, separacin, deshidratacin , almacenamiento y bombeo.

Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo convencionales ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran nmero de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarn a otros procesos externos a la estacin. Componentes bsicos para el manejo y depuracin del crudoLneas de flujo.Mltiples o recolectores de entrada.Separadores de petrleo y gas.Equipos para medicin crudo y gasTanques de lavado y tratadores.Tanques de Almacenamiento.Bombas.

CABEZAL DE POZO Y LINEA DE FLUJO

MULTIPLES DE PRODUCCIN Y SEPARADOR

BATERIA DE SEPARADORES GAS-CRUDO

EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA MEDICION DE CRUDO Y GAS

EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIN DE CRUDOS

TANQUE TEMPORALES DE ALMACENAMIENTOBOMBAS DE CRUDO

PATIOS DE TANQUESOLEODUCTOS Y GASODUCTOS

OCCIDENTE:1. Patio de Tanques Bachaquero2. Patio de Tanques Lagunillas Sur3. Patio de Tanques Lagunillas Norte4. Patio de Tanques ULE5. Patio de Tanques Punta Gorda6. Patio de Tanques Taparito7. Patio de Tanques H78. Patio de Tanques Palmarejo de Mara9. Patio de Tanques Punta de Palma10.Patio de Tanques Bajo Grande.11.Capitan (Colon) Tecptrol12.Alpuf (DZO) BP13.Refinera de Cardn 14.Tiguaje (Sansum)ORIENTE:AnzoteguiPatio de Tanques Anaco (PTA)Patio de Tanques Oficina (PTO)Patio de tanques JosePatio de tanque Guaraguao

MonagasPatio de Tanques Travieso (PTT)Patio de Tanques Jusepn (PTJ)Estacin de Descarga OrocualEstacin Principal Morichal (EPM-1)

SUR:BarinasPatio de Tanques Silvestre (PTS) .UBICACIN DE LOS PATIOS TANQUES EN VENEZUELA

SEGREGACIONES COMERCIALES Y SUS CARACTERISTICASEs la produccin de una rea operacional proveniente de mezclas de crudos de pozos perforados en diferentes yacimientos con caractersticas no necesariamente idnticas. En Venezuela existen diferentes tipos de segregaciones de crudos que se extraen de distintos campos y zonas del territorio nacional: De las 48 segregaciones que anteriormente se utilizaban, estas fueron reducidas a ocho, las cuales son las siguientes:

1.- Santa Brbara (Monagas).2.- Mesa 30 (Oriente).3.- Merey 16 (Oriente). 4.- Zuata Sweet (Anzotegui).5.- Guafita (Barinas - Apure). 6.- Boscn (Zulia) extrapesado7.- Crudo en Formacin de 17 grados API (BCF 17) (Zulia)8.- Ta Juana Heavy (Zulia).

Desde 2005, el Ministerio de Energa y Minas decidi que el BCF 17 es el hidrocarburo de referencia de Venezuela para calcular la cesta de petrleo y productos de la Opep.

Sistema para el Manejo de Segregaciones de Crudo en el Oriente Diplomado en Tecnologa y Gestin de los Procesos de Crudo y Gas

DEPURACION Y MANEJO DEL GAS NATURALUna vez que el gas natural es separado del petrleo es necesaria su depuracin, es decir retirarle los residuos de crudo, condensado y/o agua que se producen conjuntamente con el. Esta depuracin se efecta tambin a todo lo largo del sistema de recoleccin, compresin, tratamiento, transporte y distribucin del gas para retirarle las partculas liquidas que pueden formarse en la corriente de gas por efecto de los diversos procesos por los cuales este atraviesa.

Para ello se utilizan una serie de equipos, los cuales en general representan diferentes variantes de los separador gasliquido. Entre estos equipos tenemos los siguientes:- DEPURADOR SEPARADOR TIP FILTRO- TAMBOR (Scrubber o Knockout Drum) GOTEADORES EN LINEA (Line drips) TRAMPAS DE CONDENSADO (Slug Catcher)

EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA DEPURACION DEL GAS - DEPURADOR: Son separadores cuya funcin bsica es remover el liquido que posee una corriente bifsica predominantemente gaseosa.

SEPARADOR TIP FILTRO: Es una unidad que tiene compartimientos con filtros coalescente de diferentes tipos que permite la separacin primaria del liquido que viene con el gas y un extractor de niebla que se encarga de remover el liquido remanente del gas..

- TAMBOR (Scrubber o Knockout Drum): Unidad que se utilizan para manejar corrientes gaseosas con alta relacin gas-liquido en el cual el liquido que entra en la unidad en forma de niebla o arrastrado en la parte inferior de la tubera es retenido en la misma de diferente formas.

- GOTEADORES EN LINEA (Line Drips): Son equipos que se ubican a largo de los sistemas de transmisin de gas con una alta RGL para remover los lquidos decantados por la corriente de gas.

TRAMPAS DE CONDENSADO ( Slug Catcher): Son instalaciones colocados en un sistema de transmisin diseado para atrapar de manera continua o a intervalos regulares, grandes volmenes de liquido condensado de una corriente de gas

DEPURADOREQUIPOS UTILIZADOS PARA LA DEPURACION DEL GAS SEPARADOR TIPO FILTRO

TRAMPAS ( SLUG CATCHER)EQUIPOS UTILIZADOS PARA LA DEPURACION DEL GAS GOTEADORES EN LINEA

VIDEO: DEPURADOR DE GAS NATURAL

VIDEO: GOTEADORES EN LINEA (LINE DRIP)

SISTEMAS DE RECOLECCION Y DISTRIBUCION DE GAS

PLANTA COMPRESORA DE GAS

PROCESO DE ACONDICIONAMIENTO Y PROCESAMIENTO DEL GAS EN EL ORIENTE DE VENEZUELA

Sistema de Manejo de Gas del Oriente del Pais

6.- Tratamiento del crudo, agua de produccin y gas natural

Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fcilmente del crudo por accin de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua queda ntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsin estable de gotas de agua dispersadas en el petrleo, la cual se llama emulsin (W/O).

Es por ello que es necesario someter al crudo a tratamientos que permiten eliminar el agua y dems contaminantes para cumplir con las especificaciones para su transporte, venta y procesamiento. Entre estos tratamientos se realizan en los patios de tanques y los principales son la estabilizacion, deshidratacin y desalacin del crudo.TRATAMIENTO DEL CRUDO

ALGUNAS ESPECIFICACIONES TIPICAS DE LOS FLUIDOS PARA SU VENTA O DISPOSICION( < 20 PPM DE CONTENIDO DE HIDROCARBUROS)CRUDO CON MENOS DE 1 PTB DE CONTENIDO DE SAL(1200 5000 PSI)

PRINCIPALES RAZONES PARA REALIZAR EL TRATAMIENTO DEL CRUDO

ESTABILIZACION DEL CRUDOEs el proceso donde se remueven los componentes voltiles del petrleo, evitando as manejar cantidades apreciables de gas agua abajo, como en los patios de almacenamiento.

TRATAMIENTO DE LAS EMULSIONES DE AGUA EN CRUDO

El objetivo principal en el tratamiento de las emulsiones es el de contrarrestar el efecto de la estabilidad de los agentes emulsificantes y/o cualquier atraccin elctrica que mantenga los glbulos en suspensin de tal manera que ellos puedan coagular y asentarse.Sistema de tratamientoCuatro sistemas generales son usados en una mayor o menor extensin de acuerdo a las condiciones de las emulsiones de agua en crudo y las preferencias del operador. Estos sistemas son:

Qumico.TrmicoMecnico.Elctrico.

METODOS PARA LA DESHIDRATACIN DEL CRUDO

- El tratamiento qumico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintticodenominado qumica deshidratante, a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite ms tiempo de contacto y puede prevenir la formacin de emulsin corriente abajo.

El tratamiento mecnico se caracteriza por utilizar equipos de separacin dinmica que permiten la dispersin de las fases de la emulsin y aceleran el proceso de separacin gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentacin llamados comnmente tanques de lavado.

El tratamiento trmico consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos.

- Para el tratamiento elctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostticos, y consiste en aplicar un campo elctrico para acelerar el proceso de acercamiento de las gotas de fase dispersa.

Sistema de inyeccin de qumica desemulsificanteEQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIN DE CRUDOS

ELIMINADORES DE AGUA LIBRE SISTEMA GRAVITACIONAL PARA SEPARAR AGUA LIBRE El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques sedimentadores, tanques de lavado (Gun Barrels) y eliminadores de agua libre (Free Water Knockout -FWK).

TANQUE DE LAVADO

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en funcin de la forma en que se aplica el calor.

- En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Operan eficientemente en procesos de baja presin y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los ms utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical y horizontal.

- En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efecta mediante un bao de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubera que transporta la emulsin. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosin y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

CALENTADORES

EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIN DE CRUDOSCALENTADORES DIRECTOS

Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta. La aplicacin del campo elctrico sobre la emulsin induce a la formacin de dipolos elctricos en las gotas de agua, lo que origina una atraccin entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamao de las gotas, lo que permite la sedimentacin por gravedad.

Los tratadores electrostticos son usados generalmente cuando existen las siguientes circunstancias:

Cuando el gas combustible para calentar la emulsin no est disponible o es muy costoso. Cuando la prdida de gravedad API del crudo por calentamiento es econmicamente importante. Cuando grandes volmenes de crudo deben ser tratados en una planta a travs de un nmero mnimo de recipientes.

DESHIDRATADORES ELECTROSTTICO

DESHIDRATADORES ELECTROSTTICO

EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIN DE CRUDOSDESHIDRATADORES ELECTROSTTICO

METODOS DE DESHIDRATACION UTILIZADOS EN VENEZUELAEn Venezuela se utiliza primordialmente la combinacin de los siguientes sistemas de deshidratacin de crudos:

Tratamiento qumico y mecnico: Utilizado para deshidratar crudos livianos y mediano

- Tratamiento trmico y qumico en tanques de lavado y equipos electrostticos: Utilizados para deshidratar crudos pesados y extrapesados*Deshidratador electrostticoCalentadorCalentadorMETODOS DE DESHIDRATACION UTILIZADOS EN VENEZUELA

El proceso de desalacin consiste en la remocin de las pequeas cantidades de sales inorgnicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adicin de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado. Posteriormente, se efecta la separacin de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

La desalacin es necesaria para evitar daos a los equipos por la formacin de sales bivalentes. Estas pueden ocasionar corrosin, obstruccin en los equipos y envenenamiento de los catalizadores en los procesos de refinacin. En general, este proceso se realiza antes de la refinacin, dado que la sal es un elemento contaminante en los materiales y catalizadores utilizados en las refineras

DESALACIN DEL PETRLEO

El equipo convencional para el desalado incluye:

- Un equipo convencional de deshidratacin (eliminador de agua libre, calentador o unidad electrosttica).- Una tee para inyectar el agua de dilucin.- Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilucin con el agua y las sales del crudo.- Un segundo tratador (tipo electrosttico o tratador-calentador) para separar nuevamente el crudo y la salmuera.EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESALACION DE CRUDOS

TRATAMIENTO DEL AGUA DE PRODUCCION

El gas que se extrae del yacimiento, en la mayora de los casos contiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediante tratamientos adecuados. Si el gas contiene gases cidos, se debe someter al proceso de endulzamiento. La presencia de nitrgeno (N2) reduce el poder calorfico y disminuye el rendimiento en los procesos de extraccin de gasolina, luego se debe buscar la forma de eliminarlo. Tambin si el gas contiene agua lquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratacin.

En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se debe aplicar un proceso de extraccin de lquidos condensables en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresin y enfriamiento, absorcin con querosn, etc.TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

Las impurezas del gas natural son de carcter cido. En este caso la definicin de gas cido se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrgeno (H2S) y Dixido de Carbono (C02). Otros componentes de naturaleza cida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y txico, que por lo general se descompone en (H2S) y (C02).CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL

TRATAMIENTOS DEL GAS NATURAL

PRINCIPALES RAZONES PARA REMOVER LOS CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL

a.- Seguridad del proceso que se realizab.- Control del proceso de corrosinc.- Especificaciones de los productos producidos en un procesod.- Impedir la formacin de hidratose.- Disminuir los costos del proceso de compresinf.- Satisfacer las normas de calidad para su transporte y usosg.- Evitar el envenenamiento de los catalizadores .h.- Evitar la disminucin de la capacidad de las lneas de distribucin

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL

La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene 4 ppm, v de (H2S); 3% de (C02) y 7 lbm de (H20)/ MM PCN.

Variable

Lmite

Unidad

Metano (C1)

( 80,00

%m

Etano (C2)

( 12,00

%m

Propano (C3)

( 3,00

%m

Butanos+ (C4+)

( 1,50

%m

Nitrgeno (N2)

( 1,00

%m

Dixido de Carbono (CO2)

( 8,50

%m

Densidad Relativa

( 0,75

adimensional

Sulfuro de Hidrgeno (H2S)

( 12,00

ppm molar

Vapor de Agua (H20)

( 7,00

Lb/MMPCS

Temperatura de Roco de Hidrocarburos (TRH)

< Tamb mn en 20/36

C / F

Temperatura Mn/Mx

250/36-122

C / F

Fuente: Covenin 3568-2-2000

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

El trminos generales, se puede decir que la eliminacin de compuestos cidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologas que se basan en sistemas de absorcin-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina amargo, el producto gas dulce Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. Del contenido de las impurezas dependera el tipo de proceso mas adecuado a aplicar.

En la actualidad se dispone de procesos altamente especficos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas depende de este.

PROCESOS DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

a.- Procesos de Absorcin b.- Procesos de Adsorcin c.- Procesos de Conversin Directa d.- Remocin con Mallas moleculares. e.- Proceso de Endulzamiento por Membranas f.- Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrgeno

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A TRAVS DEL PROCESO DE ABSORCIN

El proceso de Absorcin se define como la penetracin o desaparicin aparente de molculas o iones de una o ms sustancias en el interior de un slido o lquido. La absorcin es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fcilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un lquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorcin se realiza utilizando solventes qumicos, fsicos, hbridos o mixtos.

Los procesos de endulzamiento por absorcin se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reaccin que presente como:

1.- Absorcin Qumica (proceso de Amina)2.- Absorcin Fsica (solventes fsicos)3.- Combinacin de ambas tcnicas (solucin Mixtas)

PROCESO DE ABSORCIN CON SOLVENTES QUMICOS

En este proceso los componentes cidos del gas natural reaccionan qumicamente con un componente activo en solucin, que circula dentro del sistema. El producto de la reaccin qumica produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicacin de calor y/o disminucin de la presin de operacin del sistema, con lo cual se liberan los gases cidos y se liberan los gases cidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorcin.

El componente activo del solvente puede ser una amina o una solucin bsica.

PROCESO DE ABSORCIN CON AMINAS

En general los solventes qumicos como las aminas presentan alta eficiencia en la eliminacin de los gases cidos, aun cuando se trate de un gas de alimentacin con baja presin parcial de C02. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energa, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas cido en solucin, tal como, las reacciones qumicas son reguladas por la estequiometria(c)TIPOS DE AMINAS QUE SE UTILIZAN EN EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO

a.- La Monoetanolamina (MEA).b.- La Dietanolamina (DEA). c.-La Metildietanolamina (MDEA).d.- La Trietanolamina (TEA).

DESCRIPCIN DEL PROCESO DEL ABSORCIN CON AMINAS

Este proceso consta de dos etapas:

a.- ABSORCIN DE LOS GASES CIDOS: Esta es la parte del proceso donde se lleva a cabo la retencin del H2S y el CO2 de una corriente de gas natural amargo. En este caso, la absorcin se realiza utilizando una solucin acuosa de amina, la cual reacciona qumicamente con los gases y genera compuestos inestables que permanecen en la solucin acuosa. Este proceso se realiza en la torre contactora o absorbedora y ocurre a baja temperatura y alta presin.

b.- REGENERACIN DE LA SOLUCIN DE AMINA RICA: Esta parte es el complemento del proceso anterior donde se lleva a cabo la desercin o eliminacin del compuesto inestable formado en la etapa anterior. La eliminacin de los compuestos cidos diluidos en la solucin absorbente se realiza en un proceso de regeneracin que tiene lugar en el regenerador o torre regeneradora a alta temperatura y a baja presin. Este proceso es de vital importancia, ya que permite recuperar la solucin de amina para su reutilizacin.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS CON AMINAS

VIDEO: Funcionamiento de una Planta de Endulzamiento con Aminas

PROCESO DE DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL

La deshidratacin del gas natural se define como la extraccin del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. La mayora de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presin y temperatura los cuales son extrados del yacimiento. En general, se puede sealar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, as como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presin o disminucin de temperatura, resultan inconvenientes para la conduccin del gas por tuberas ya que provocara obstrucciones de importancia.

Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de extraccin de lquidos condensables (gasolina natural) y de deshidratacin.

MTODOS UTILIZADOS PARA LA DESHIDRATACIN DEL GAS NATURAL

Existen varios mtodos para deshidratar el gas natural. La seleccin de un proceso, depender fundamentalmente del grado de deshidratacin necesario y de la evaluacin econmica del proceso seleccionado. Los procesos ms conocidos son:a.- Enfriamiento Directob.- Expansin del Gas a una Baja Presin. c.- Deshidratacin por Absorcind.- Deshidratacin por Adsorcin

DESHIDRATACIN POR ABSORCIN

Este es uno de los procesos de mayor utilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto lquido. Los glicoles y el metanol son los lquidos de mayor uso en la deshidratacin del gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene ciertas limitaciones.

Deshidratacin del Gas Natural con Glicoles Estos compuestos se encuentran en una gran variedad, pero los que ms se utilizan en el proceso de deshidratacin del gas natural son:1.- Etilenglicol (EG)2.- Dietilnglicol (DEG3.- Trietilnglicol (TEG)4.- Tetraetilnglico (TTEG)

DESCRIPCION DEL PROCESO DE DESHIDRATACIN DEL GAS CON GLICOLESEste proceso consta de dos etapas:

a.- Deshidratacin del gas hmedo: Esta es la parte del proceso donde se lleva a cabo la retencin del vapor de agua de una corriente de gas natural hmedo. En este caso, la absorcin se realiza utilizando una solucin de alta pureza de glicol la cual por sus propiedades higroscpicas absorbe el agua del gas y la retiene. Este proceso se realiza en la torre contactora o absorbedora y ocurre a baja temperatura y alta presin.

b.- Regeneracin del Glicol Rico: Esta parte es el complemento del proceso anterior donde se lleva a cabo la eliminacin del agua retenida en la solucin de glicol rico. Esta eliminacin se realiza en un proceso de regeneracin a alta temperatura y a baja presin. Este proceso es de vital importancia, ya que permite recuperar la alta pureza del glicol para su reutilizacin.

ESQUEMA DEL PROCESO DESHIDRATACIN DE GAS CON GLICOL

VIDEO: Funcionamiento de una Planta de Deshidratacin con Glicol

DESHIDRATACIN DEL GAS NATURAL POR ADSORCIN

La Adsorcin consiste en que existen materiales slidos o lquidos, que puede atraer las molculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atraccin magnticas, por lo que pueden causar la adhesin de ciertas molculas del fluido a su superficie. En este caso las molculas de agua de la corriente de gas son atradas, por las molculas de la superficie de los materiales utilizados como deshidratantes.

Para que el proceso de adsorcin sea de alta eficiencia se requiere que el rea de adsorcin sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en un recipiente pequeo (torre de adsorcin), de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que ser adsorbida

El proceso de adsorcin puede ser fsico o qumico.

a.- Adsorcin Qumica: En este caso los adsorbentes se caracterizan por realizar reacciones qumicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorcin tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratacin del gas natural.

b.- Adsorcin Fsica: Requiere del uso de un material adsorbente que debe tener las siguientes caractersticas: Una gran rea para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia de masa, una regeneracin econmica y de baja complejidad.

La adsorcin fsica se considera que es un proceso reversible, ya que aplicando calor se pueden recuperar las condiciones inciales del material adsorbente, proceso que se denomina Desercin o Regeneracin Trmica.DESHIDRATACIN DEL GAS NATURAL POR ADSORCIN

MATERIALES UTILIZADOS EN LA ADSORCIN FISICA

Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los ms utilizados son los tamices moleculares, almina activada, silica gel.Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamao de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorcin selectiva de un componente dado. Por lo general el tamao de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servir como materia prima para los procesos criognicos.

DESCRIPCION DEL PROCESO DE DESHIDRATACIN DE GAS NATURAL POR TAMICES MOLECULARES

El proceso de deshidratacin del gas natural, con el uso de tamices moleculares no es ms que la fijacin del vapor de agua a la superficie del cuerpo slido, es decir remover el vapor de agua de la corriente de gas por medio del contacto con una superficie slida, donde las molculas de agua son atrapadas en la superficie debido a las fuerzas intermoleculares.

En este proceso el gas hmedo es pasado a travs de una o varias torres donde se deshidrata el gas, mientras que simultneamente en las otras torres se regenera el material adsorbente. El gas hmedo se introduce en las torres en adsorcin por el tope y se obliga a que atraviese los lechos con el material adsorbente. Por el fondo de las torres se obtiene el gas ya deshidratado.

Simultneamente, en las torres en regeneracin el gas caliente penetra por el fondo y sale por el tope. Luego se deja que enfre y se hace pasar por un separador, donde es despojado del agua e hidrocarburos para luego integrarlo al proceso nuevamente.

SISTEMA DE DESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

VIDEO: TRATAMIENTO Y PROCESAMIENTO DEL GAS

GRACIAS POR SU ATENCIONCICLO DE PREGUNTASCorreo electronico: felmen8064@gmail.com