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Universidad Olmeca Alan Gilberto Chavero Santos Tecnologías de conducción y transporte de hidrocarburos Ing. Marcó Antonio Maldonado Sánchez Diplomado Antología 14601068

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Índice

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Introducción

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CAPITULO 1

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1. PRODUCCION, RECOLECCION, TRANSPORTE Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS (HIDROCARBUROS)

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1.1

Fluidos Producidos

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. Esta se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica. Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen. La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un resultado, posee también componentes, los cuales en modo de ejemplos pueden estar determinados cómo se distribuye la mano de obra entre los diferentes rubros y actividades del predio; cómo se distribuyen los ingresos entre consumo, producción y ahorro; cómo la producción de un rubro contribuye a la generación de productos para el autoconsumo y para la venta, entre otras. También es importante recalcar la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente. Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo. A su vez en pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Cuando tenemos un pozo productor de gas, se realizan análisis los cuales conlleven a determinar cómo será su producción dependiendo de sus presiones. Se pueden dividir pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Para realizar estos análisis se va a métodos y pruebas convencionales, los cuales arrojen los resultados que se quieren obtener. La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

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RECOLECCION Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida de los diferentes pozos, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos de un área determinada, recibida en un cabezal (múltiple) o cañón de producción. Las tuberías que salen de los pozos son diseñadas para transportar fluidos generalmente bifásicos, es decir mezcla de líquidos (petróleo-agua) y gas, en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo, y seleccionadas al potencial de producción, características del crudo y presiones de flujo del sistema.

Múltiple de recolección En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujo ducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción (cuantificar su producción diaria). Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.

Desde los tanques de almacenaje en los yacimientos, el petróleo crudo es transportado por ramales internos hasta líneas troncales de oleoductos donde se lo bombea -a veces por largas distancias- hacia terminales oceánicas o refinerías.

Transporte Como por lo general el petróleo se encuentra a grandes distancias de los centros de consumo, los oleoductos integran una parte importante de los recursos financieros que deben destinar las empresas para sus inversiones de capital. Muchos oleoductos se entierran por debajo del nivel del suelo, y todos demandan procesos especiales para protegerlos de la corrosión. La tubería de acero es el elemento de mayor costo de un oleoducto, y puede representar entre un 35 y un 45 por ciento de la inversión total. Se han desarrollado aceros especiales de gran resistencia a la tensión que permiten construir cañerías más delgadas y de menor costo. También se ensayaron de aluminio y de material plástico, aunque las de aceros especiales siguen siendo las más utilizadas. Los poliductos pueden transportar distintos tipos de petróleo crudo, kerosene, naftas, gas-oil y gases licuados. El transporte se realiza en baches sucesivos, de acuerdo a programaciones preestablecidas controladas por centros de computación, encargados de regular las presiones y la velocidad de desplazamiento de cada producto particular. A condición de que se cumplan ciertas normas, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros. Dados los enormes volúmenes transportados los niveles de contaminación sólo llegan a una fracción del 1 por ciento, lo que permite -sin que los costos afecten a la operación- degradar al nivel del producto de menor calidad la fracción que pasó por el poliducto. Sucede normalmente que uno de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco productos diferentes en distintos puntos de su recorrido, para su entrega en la terminal de recepción o en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta. Es el traslado de un lugar a otro de compuestos orgánicos fluidos que se impulsan a través de tuberías mediante estaciones de bombeo o de compresión. Se realiza mayoritariamente por oleoductos y tanqueros petroleros. El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación. Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta el punto de refinación y/o de embarque.

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La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía. En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura. Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia. Los buque-tanques son enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo. La capacidad de estas naves varía según el tamaño de las mismas y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran. Algunas pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso millones.

1.1.1. Crudo El petróleo crudo es un combustible fósil compuesto principalmente por hidrocarburos, que también puede contener pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno y oxígeno. Se forma en condiciones de alta presión y calor por la transformación de materia orgánica y se produce, por ejemplo, en suelo de arenisca y caliza fracturada cubierta por capas impermeables. También se puede encontrar en lutitas y arenas y, en algunos casos, puede ascender directamente a la superficie. Una mezcla de miles de químicos y compuestos, principalmente hidrocarburos. El petróleo crudo se divide en sus distintos componentes por medio de la destilación antes de que estos químicos y compuestos se puedan utilizar como combustibles o convertirse en productos más valiosos. El petróleo crudo se clasifica como crudo con poco azufre (el contenido de azufre es menor al 0.5 por ciento) o crudo sulfuroso (mínimo de 2.5 por ciento de

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1.1.2. GAS El gas natural es un hidrocarburo mezcla de gases ligeros de origen natural. Principalmente contiene metano, y normalmente incluye cantidades variables de otros alcanos, y a veces un pequeño porcentaje de dióxido de carbono, nitrógeno, ácido sulfhídrico o helio. Se forma cuando varias capas de plantas en descomposición y materia animal se exponen a calor intenso y presión bajo la superficie de la Tierra durante millones de años. La energía que inicialmente obtienen las plantas del sol se almacena en forma de enlaces químicos en el gas. Constituye una importante fuente de energía fósil liberada por su combustión. Se extrae, bien ya sea de yacimientos independientes (gas no asociado), o junto a yacimientos petrolíferos o de carbón (gas asociado a otros hidrocarburos y gases). De similar composición, el biogás se genera por digestión anaeróbica de desechos orgánicos, destacando los siguientes procesos: depuradoras de aguas residuales (estación depuradora de aguas residuales), vertederos, plantas de procesado de residuos y desechos de animales. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano, que podrían suponer una reserva energética superior a las actuales de gas natural.

1.1.3. CONDENSADOS Condensado es el líquido formado cuando el vapor pasa de fase gas a fase líquida. En un proceso de calentamiento, el condensado es el resultado del vapor que transfirió parte de su energía calorífica, conocida como calor latente, al producto, línea o equipo que debe ser calentado.

1.1.4. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo. Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son: 1. Pozos 2. Líneas de conducción 3. Recolector de producción 4. Separadores y equipamiento de proceso 5. Instrumentos de medición 6. Recipientes de Almacenamiento Un pozo puede ser definido como un conducto o interface, entre el petróleo y gas del reservorio y las facilidades de superficie. Esta interface es necesaria para producir el fluido del reservorio a la superficie.

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Un pozo combinado con el drenaje de un reservorio, comúnmente es llamado sistema de producción de petróleo o gas. Un sistema de producción está compuesto por los siguientes componentes: 

Medio Poroso



Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)



Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas de choque.



Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc. Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de cañerías como válvulas, codos, etc.

1.1.5. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS Es práctica común clasificar a los hidrocarburos producidos de acuerdo a sus características y a las condiciones bajo las cuales se presentan acumulados en el subsuelo. Así, tomando en cuenta sus características, se obtiene producción de: • Aceite • Aceite ligero (volátil) • Gas seco • Gas húmedo • Gas y condensado. Las características de los fluidos producidos, para delimitar su clasificación son:

Aceite Se considera que un pozo es productor de aceite cuando aporta un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de 0.800 y una relación gas aceite instantánea menor de 200m3g/m3o.

Aceite volátil Se produce un líquido café obscuro, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.800 y con una relación gas aceite instantánea entre 200 y 1500 m 3 g/m3o.

Gas y condensado Se obtiene un líquido ligeramente café o pajizo, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones gas aceite instantáneas que varían de 1500 a 12000 m 3 g/m3o.

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Gas húmedo Se recupera un líquido transparente, con una densidad relativa menor de 0.740 y con relaciones gas aceite entre 10 000 y 20 000 m3 g/m3o.

Gas seco Se produce un líquido ligero; transparente (si lo hay) y con relaciones gas aceite mayores de 20 000 m3 g/m3o.

COMPONENTE ACEITE

ACEITE VOLATIL

GAS Y GAS SECO CONDENSADO

C1

45.62*

64.17

86.82

92.26

C2

3.17

8.03

4.07

3.67

C3

2.10

5.19

2.32

2.18

C4

1.50

3.86

1.67

1.15

C5

1.08

2.35

0.81

0.39

C6

1.45

1.21

0.57

0.14

C7 +

45.08

15.19

3.74

0.21

Peso Mol.

231

178

110

145

de C7 + Densidad Relativa

0.862

0.765

0.735

0.757

Rel. Gas-

110

408

3420

21700

Anaranjado obscuro

Café ligero

Acuoso

Aceite m3/m3 Color del Negro Verduzco líquido:

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PROPIEDADES PVT DE LOS SISTEMAS DE ACEITE 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 14.7 lb/pg2 abs.

Aceite en el tanque de almacenamiento Es el líquido que resulta de la producción de los hidrocarburos de un yacimiento a través del equipo superficial empleado para separar los componentes gaseosos. Las propiedades y la composición del aceite dependen de las condiciones de separación empleadas. El aceite en el tanque se acostumbra reportar a condiciones estándar.

Condiciones estándar Las condiciones estándar son definidas por los reglamentos de los estados o países. Por ejemplo, en el estado de Texas las condiciones base son: p =14.65 lb/pg2 abs y T=60°F.

Densidad relativa de un gas Es el peso molecular de un gas entre el peso molecular del aire. El metano (con un peso molecular de 16.04) tiene una densidad relativa de 16.04/28.97=0.55.

Encogimiento Es la disminución de 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 formación.

Factor de compresibilidad Se denomina también factor de desviación y factor de supercompresibilidad. Es un factor que se introduce a la ley de los gases ideales para tomar en cuenta la desviación de un gas real del de un gas ideal ( pV= zn RT, z es el factor de compresibilidad).

Factor de volumen del aceite Es la relación del volumen de líquido, a condiciones de yacimientos o a condiciones de escurrimiento, al volumen de dicho líquido a condiciones de almacenamiento.

Factor de volumen de un gas El volumen a condiciones de yacimiento o escurrimiento (generalmente en bl) que ocupa un pie 3 de gas a c.s. Bg ≤ 1.000.

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Gas disuelto Es el conjunto de hidrocarburos que a condiciones atmosféricas constituye un gas, pero que forman parte de la fase líquida a condiciones de yacimiento o flujo.

Liberación de gas diferencial Es el proceso de remoción de una fase gaseosa, de un sistema de hidrocarburos, a medida que el gas se forma a condiciones de burbujeo. Por lo tanto, durante un proceso diferencial la composición del sistema varía continuamente.

Liberación de gas instantánea El gas se forma del líquido, al reducirse la presión, manteniéndose constante la composición total del sistema.

Mole Es el peso molecular de cualquier sustancia. Por ejemplo 16.04 lb de metano es un mole-lb. En igual forma una mol-gramo de metano son 16.04 gramos del mismo gas. Una mol –lb de un gas ocupa 379 pies3 a condiciones estándar.

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

Relación de solubilidad Expresa la cantidad de gas disuelto en el aceite.

Volumen de aceite relativo Es la relación del volumen del aceite a condiciones de flujo o yacimiento al volumen correspondiente la presión de saturación. Al hacer referencia a un volumen relativo debe especificarse la presión y la temperatura.

Determinación de las propiedades PVT en el laboratorio 13

DETERMINACION DE LAS PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS MEDIANTE CORRELACIONES PROPIEDADES DEL ACEITE SATURADO Correlación de M.B. Standing. Establece las relaciones empíricas observadas entre la presión de saturación y el factor de volumen del aceite en función de la relación gas aceite, las densidades relativas del gas y del aceite, la presión y la temperatura. La presión de saturación se correlacionó en la siguiente forma:

Por lo que

Para Bob se obtuvo

Donde

Densidad del aceite.

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Katz propuso un método para determinar la densidad del aceite a condiciones de presión y temperatura a partir de Rs, Bo, γo y γg d. la densidad relativa del gas disuelto se obtiene mediante la Fig. A en función de Rs y la densidad del aceite crudo. (API). La densidad del aceite saturado se obtiene con la ecuación:

Viscosidad del aceite La correlación más usada para obtener la viscosidad del aceite saturado es la establecida por Chew y Connally.El procedimiento comprende la determinación previa de la viscosidad del aceite muerto a la temperatura de interés, y la relación de solubilidad.

1.2. POZOS 1.2.1 FLUYENTES

Pozo fluyente puede definirse desde el punto de vista de producción como aquel que es capaz de vencer las caídas de presión a través del medio poroso, tuberías verticales y descarga, estrangulador y el separador, con la energía propia del yacimiento. Se debe tener conocimiento de los tipos de yacimiento del cual el pozo está produciendo. Para poder predecir correctamente la vida fluyente de un pozo, deben conocerse factores tales como: porcentaje de agua, relación gas-aceite, declinación de las presione de fondo, índice de productividad, terminación del pozo, tipos y propiedades de los fluidos producidos entre otros. La energía para mantener fluyendo un pozo, (sin sistema artificial de producción) es la presión propia del yacimiento. Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún capaces de fluir. Estos pozos producen de yacimiento con un empuje hidráulico muy activo debido a una alta presión de fondo fluyendo. Existen pozos que producen de profundidades mayores a 7000-8000 pie con muy baja presión de fondo (250-500 Ib/pg2 ).

Estos son pozos con altas relaciones gas-líquido (por lo menos 250- 400 pi3 /bl/1000 pie). Generalmente estos son pozos con bajo volumen de aceite que fluyen intermitentemente. Ya que el gas sirve para aligerar el gradiente fluyente del fluido producido y la relación gas-líquido disminuye

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al incrementarse el porcentaje de agua, resulta evidentemente por qué un pozo deja de fluir por tales circunstancias. El diámetro de tubería de producción afecta la presión de fondo fluyendo requerida para un conjunto particular de condiciones de un pozo. En general, la presión de fondo fluyendo requerida disminuirá al reducirse el gasto de flujo para un diámetro de tubería de producción constante. Sin embargo, la velocidad de flujo deberá ser lo suficientemente grande para que los líquidos no resbalen hacia el fondo de la sarta de producción.

1.2.2. SISTEMAS ARTIFICIALES 16

Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo.

Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son: 1. Pozos 2. Líneas de Conducción 3. Colector de Producción 4. Separadores y equipamiento de proceso 5. Instrumentos de medición 6. Recipientes de Almacenamiento Podemos ver en estos cuadros como América del norte, (EUA y Canadá) ocupa elevación artificial para un 96% de los pozos que manejan esas naciones. Así mismo podemos apreciar como Sudamérica usa el 94 % de sus pozos en sistemas artificiales de producción. En resumidas cuentas, podemos ver que de los 890 000 pozos aproximadamente de todo el mundo, 94% de esa cantidad, emplea algún sistema de levantamiento artificial. Y de este porcentaje el 71% pertenece al bombeo mecánico por su alta experiencia y eficiencia. Posteriormente el bombeo neumático y el bombeo electrocentrífugo ocupan tan solo el 10% de ese 94% a nivel mundial y el mecanismo que ocupa el menor porcentaje es el de bombeo por cavidades progresivas con un 3%. Es interesante notar hacia donde se dirige la industria y hacia donde nos guía esta demanda.

1.2.4 BOMBEO NEUMATICO, BN

El bombeo neumático por su aplicación y para su explicación se considera de dos maneras, como bombeo neumático continuo (gas litf) y como bombeo neumático intermitente. El bombeo neumático es el Sistema Artificial de Explotación que más se parece al proceso de flujo natural. Unas de las primeras formas del bombeo neumático consistían en la perforación de un orificio en la tubería de producción, y se inyectaba gas para lograr elevar los fluidos a superficie. La aplicación de un sistema de bombeo neumático depende muchos factores, los cuales son características del pozo y del equipo, tales factores se enumeran a continuación:

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1. Potencial del pozo (índice de productividad). 2. Presión de fondo. 3. Profundidad. 4. Relación gas-aceite (RGA) en la formación. 5. Porcentaje de agua. 6. Diámetros de las tuberías de producción y revestimiento Este medio de levantamiento de fluidos es desde el fondo del pozo hasta la superficie. La inyección de gas puede realizarse a través de una perforación (Puncher) en la T.P., una válvula calibrada o una T.F. colgada. El uso de válvulas permite un mejor control del volumen de gas de inyección.

El sistema consiste de cuatro partes fundamentales: 1. Fuente de gas a alta presión: Estación de compresión, pozo productor de gas a alta presión o compresor a boca de pozo. 2. Un sistema de control de gas en la cabeza del pozo, válvula motora controlada por un reloj o un estrangulador ajustable (válvula de aguja). 3. Sistema de control de gas Subsuperficial (válvulas de inyección con mandril). 4. Equipo necesario para el manejo y almacenamiento del fluido producido.

BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO El volumen continuo de gas a alta presión es inyectado generalmente por el espacio anular a la TP, en uno o más puntos de inyección, para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta el punto en que

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la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la formación, causando que el pozo produzca el gasto deseado. Idealmente la válvula operante debe estar situada en el punto de inyección más profundo que sea posible, aprovechando la presión disponible del gas de inyección. Con alto IP (mayor a 0.5 [bpd/psi]) y presiones de fondo fluyendo relativamente altas (columna hidrostática del orden de 50 % o más en relación a la profundidad del pozo). En pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango de 200 a 20,000 [bpd] a través de TP comunes. Si se explota por el espacio anular, es posible obtener más de 80,000 [bpd]. El diámetro interior de la TP rige la cantidad de flujo, siempre y cuando el IP, la Pwf, el volumen y la presión del gas de inyección, así como las condiciones mecánicas, sean las ideales.

BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE (GAS-LIFT), BNI. Cuando se tiene un pozo operando con bombeo neumático intermitente es conveniente utilizar, hasta cierto grado, una válvula de B.N. con puerto grande, debido a esta necesidad se desarrolló la válvula piloto. El puerto grande es usado para conducir el gas cuando la válvula abre. El puerto puede ser tan grande como sea posible hacerlo mecánicamente y no tiene que cambiarse para modificar la amplitud. En esta válvula el puerto pequeño es llamado orificio de control y el puerto grande, para el suministro del gas, es conocido como orificio motriz. En el caso de bni las válvulas están diseñadas para tener un asiento amplio y suministrar un volumen de gas rápidamente a la TP para desplazar el bache de líquido. Por eso se dice que ese SAP se aplica con más técnica y conciencia. Es considerada intermitente porque las válvulas se mantienen abiertas. Las características del pozo, el tipo de terminación, así como la posible producción de arena y la conificación de agua y/o gas son condiciones de vital importancia que influyen en el diseño de una instalación.

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1.2.4. BOMBEO MECANICO, BM La función principal del bombeo mecánico es la extracción de fluidos mediante un movimiento ascendentedescendente, que se transmite por medio de las sartas de varillas a la bomba colocada dentro de la tubería de producción en el fondo, cerca del yacimiento. El equipo de bombeo mecánico se compone fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de varillas. Las varillas o sartas de varillas son compactas de ½, 3/4, 1” de diámetro, todos los cañones son universales y por eso se pueden enroscar sin problemas. Si se usa una varilla de mayor grosor es mayor la resistencia, pero exige mayor peso y eso hace que las varillas se alarguen por eso es mejor combinarlas recomendando que la parte inferior sea la varilla más delgada y la más gruesa o de mayor peso, hasta la última parte superior; de ésta manera el peso total del ensamble de estas varillas será menor. El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. Consiste una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía es suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna colocada en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se utiliza en la producción de crudos medianos y livianos. La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabillas y estas, la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento, tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior. Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera ascendente.

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VENTAJAS     

Gracias al desarrollo de simuladores, hoy en día es muy fácil el análisis y diseño de las instalaciones. Puede ser usado prácticamente durante toda la vida productiva del pozo. La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente para adaptarse a las variaciones del índice de productividad, IPR. Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores (POC´s) o variadores de frecuencia conectados a una red automatizada. Puede manejar la producción de pozos con inyección de vapor.

DESVENTAJAS     

Susceptible de presentar bloque por excesivo gas libre en la bomba. En pozos desviados la fricción entre las cabillas y la tubería puede inducir a fallas de material. La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al ambiente. En sitios poblados puede ser peligrosa para las personas. Cuando no se usan cabillas de fibra de vidrio, la profundidad puede ser una limitación.

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1.2.5. BOMBEO HIDRAULICO, BH Los sistemas de bombeo hidráulico (BH) trasmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba Subsuperficial que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie.

Existen dos tipos de Bombeo Hidráulico: a) Bombeo Hidráulico de desplazamiento positivo (tipo pistón). b) Bombeo Hidráulico tipo jet.

Ventajas del Bombeo Hidráulico tipo Pistón a) Siendo capaz de circular la bomba dentro y fuera del pozo es la más obvia y significativa característica del bombeo hidráulico. b) La bomba de desplazamiento positivo es capaza de bombear a profundidades de 17000 pies. c) En pozos desviados típicamente no presentan problemas con las bombas libres. d) Flexibilidad para cambiar las condiciones de operación e) Las bombas de desplazamiento positivo pueden manejar fluidos viscosos muy bien al calentar el fluido de potencia o añadir un diluyente. f) Inhibidores de corrosión pueden ser añadidos dentro del fluido de potencia. g) La bomba de desplazamiento positivo puede bombear con una presión de fondo de prácticamente cero.

Desventajas del Bombeo Hidráulico tipo Pistón a) La remoción de sólidos en el fluido de potencia es muy importante para su correcto funcionamiento. b) En promedio, tiene una vida corta entre reparaciones comparada con el jet o bombeo mecánico. c) La producción alta de sólidos es problemático. d) Los costos de operación son relativamente altos.

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e) Usualmente susceptible a la presencia de gas.

1.2.6. BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO, BEC El BEC es un método artificial de producción donde la energía es transmitida al fluido a través de una bomba centrífuga posicionada en el fondo del pozo, accionada por un motor eléctrico acoplado a la bomba. La Bomba Centrífuga debe su nombre a la capacidad que tiene de desplazar fluidos mediante la generación de fuerzas centrífugas. La bomba centrífuga convierte la energía mecánica en energía hidráulica en el seno del líquido que está siendo bombeado. Es considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades en una gran variedad de condiciones de pozo. Es más aplicable en yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-aceite, sin embargo, en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos de altas temperaturas y de diámetro reducido.

Los componentes del sistema del BEC, pueden ser clasificados en dos partes, el equipo de fondo y el equipo de superficie. El equipo de fondo cuelga de la tubería de producción y cumple con la función de levantar la columna de fluido necesario para producir el pozo, consiste principalmente de un motor eléctrico, un sello, un separador de gas y una bomba electrocentrífuga. Un cable de poder transmite la energía eléctrica de la boca del pozo hasta el motor. El equipo de superficie provee de energía eléctrica al motor y controla su funcionamiento. Los principales componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de control y la caja de venteo. Varios componentes adicionales normalmente incluyen la cabeza del pozo, empacadores, protectores de cable y flejes, válvulas de retención y de drenaje, entre otros. El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos. Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador. Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.

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1.2.7. BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS, BCP

La cual consta esencialmente de dos engranajes helicoidales entre sí (rotor y estator), y es lo que se conoce hoy día como “bomba de cavidad progresiva”. En este sistema la energía es transmitida al fluido a través de una bomba de cavidades progresivas posicionada en el fondo del pozo. El movimiento de rotación de un motor en la superficie es transmitido a la bomba a través de un aparejo de varillas de acero. En los años 30 este concepto fue utilizado para aplicaciones industriales. En los años 50 los primeros modelos de BCP fueron desarrollados para aplicaciones de perforación de pozos. No obstante, hacia la década de los 80, los BCP se empezaron a usar en aplicaciones de producción de petróleo y para principios de los 90 se comenzó a aplicar la geometría multilóbulos para el área de producción de pozos. Así es como en 2007 se estimaron para la época unos 30000 sistemas de BCP activos en todo el mundo. Por eso hoy día podemos decir que existen diferentes modelos y tecnologías desarrolladas para ampliar el rango de aplicación en cuanto a volumen y desplazamiento. A pesar de todos estos logros y avances en este sistema artificial de producción, las BCP no son muy usadas a nivel mundial. La bomba de cavidad progresiva (BCP) de fondo, está totalmente capacitada para levantar la producción petrolera nacional con una alta efectividad. Sus siglas son BCP, significan Bomba de Cavidad Progresiva, es una bomba de desplazamiento positivo compuesta por un rotor metálico móvil y una fase estacionaria (estator) que está recubierto internamente por elastómero de forma de doble hélice. Al accionarse la bomba, el movimiento entre el rotor y el estator crea cavidades progresivas donde se desplaza el fluido. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua. Las bombas de cavidad progresiva, utilizan un rotor de forma helicoidal de (n) número de lóbulos, el cual hace girar dentro de un estator en forma de helicoide de (n+1) número de lóbulos. Las dimensiones de los dos elementos que componen la bomba BCP (rotor y estator) generan una interferencia, la cual crea líneas de sellos que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan o progresan, en un movimiento combinado de traslación y rotación lo cual se manifiesta en un movimiento helicoidal de las cavidades desde la succión a la descarga de la bomba.

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1.2.8. EMBOLO VIAJERO Embolo Viajero Este método de levantamiento artificial incorpora un pistón que normalmente viaja a lo largo de la tubería de producción de manera cíclica. Generalmente, el embolo viajero es clasificado como un separado y distinto método de levantamiento artificial, aunque en muchas instancias sirve como un medio temporal de mantener el flujo de un pozo antes de la instalación de otro método de levantamiento artificial.

Aplicaciones del Embolo Viajero     

Algunas de las aplicaciones más comunes son: Usado en pozos con alta relación gas-aceite para mantener la producción de manera cíclica. Usado en pozos gaseros para descargar la acumulación de líquidos. Usado en conjunto con el bombeo neumático para reducir la pérdida de líquidos. Usado en pozos gaseros o de aceite para mantener la tubería de producción limpia de parafinas, asfáltenos, etc.

La operación del embolo viajero es que, en este sistema, se instala una barra metálica o pistón viajero en el fondo de la tubería de producción, dotada de un ancla y resorte que permite el paso de los fluidos del yacimiento al interior de la tubería de producción, mediante una válvula motora se cierra la línea de descarga en la superficie, lo que permite el llenado de fluidos en la tubería de producción y el espacio anular por un tiempo que por experiencia se sabe, el pozo represiona. Posteriormente se abre la línea de descarga superficial, el embolo viajero inicia su ascenso desde el fondo del pozo elevando y descargando los líquidos que se acumularon sobre él, siendo impulsado por el gas que se acumuló en el espacio anular durante el tiempo de cierre; al llegar el embolo a la superficie se permite un tiempo adicional de flujo, antes de cerrar la descarga nuevamente, y permitir que el embolo caiga por su propio peso, iniciándose un nuevo ciclo de operación. Para su óptima operación requiere de las siguientes condiciones: ●

Uniformidad en la sarta de producción

●

Sarta sin fracturas

●

No restricciones al paso del embolo

●

Baja contrapresión en la línea de descarga

●

Velocidad

del

embolo

>500pies/min<1000pies/min.

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2. TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS, DESDE LOS POZOS HASTA LAS INSTALACIONES DE PROCESOS

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2.1. Pozos terrestres (on shore) 2.1.1. Ductos (I.d.) o escurrimientos individuales Normalmente, los pozos petrolíferos se encuentran en zonas muy alejadas de los lugares de consumo, por lo que el transporte del crudo se convierte en un aspecto fundamental de la industria petrolera, que exige una gran inversión, tanto si el transporte se realiza mediante oleoductos, como si se realiza mediante buques especiales denominados “petroleros”. Un oleoducto es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados. El término oleoducto comprende no sólo la tubería en sí misma, sino también las instalaciones necesarias para su explotación: depósitos de almacenamiento, estaciones de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores, equipos de limpieza, control medioambiental, etc. El diámetro de la tubería de un oleoducto oscila entre 10 centímetros y un metro. Los oleoductos de petróleo crudo comunican los depósitos de almacenamiento de los campos de extracción con los depósitos costeros o, directamente, con los depósitos de las refinerías. En los países que se suministran de crudos por vía marítima, el oleoducto asegura el enlace entre los depósitos portuarios de recepción y las refinerías del interior.

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2.1.2. Manifolds Son utilizados para recolectar la producción de distintos pozos a un manifold central donde los pozos pueden ser probados en forma individual o estar en producción. Estos pueden ser operados manualmente o en forma automática con controles de tiempo. Los Manifolds de producción y Prueba se pueden diseñar según A!" y AP" para varias clases de presión y distintos tamaños de tubería. Estranguladores (pueden incluir para reducir la presión la cual puede ser) *a o autosustentable manual o automáticamente. Una disposición de tuberías o válvulas diseñadas para controlar, distribuir y a menudo monitorear el flujo de fluidos. Los colectores múltiples son configurados a menudo para funciones específicas, tal como un colector múltiple de estrangulamiento utilizado en las operaciones de control de pozos y un colector múltiple para inyección forzada utilizado en las operaciones de inyección forzada de cemento. En cada caso, los requerimientos funcionales de la operación han sido abordados en la configuración del colector múltiple y en el grado de control e instrumentación requerido.

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2.2 Pozos marinos (off shore) Una plataforma petrolífera o plataforma petrolera es una estructura de grandes dimensiones cuya función es extraer petróleo y gas natural de los yacimientos del lecho marino que luego serán exportados hacia la costa extracción offshore. La exploración y producción de petróleo y gas en los océanos ha tenido un extraordinario desarrollo en el último decenio encontrándose importantes acumulaciones de estos hidrocarburos. Para llevarlas a cabo, se utilizan diversos tipos plataformas y/o buques de perforación.

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CAPITULO 2 30

3. ACONDICIONAMIENTO DE HIDROCARBUROS (CRUDO)

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3.1PROCESOS 3.1.1. Separación Una vez recolectado el petróleo, este se somete a un proceso dentro de un recipiente denominado Separador, en el cual el gas y el líquido (petróleo y agua) se separan a determinada presión. El gas sale por la parte superior del separador y mientras que el líquido va por la parte inferior del mismo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: (RGP), que se mide en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.

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3.1.2. Estabilización Presión de Vapor Verdadera (PVV) El grado de estabilización de un líquido se acostumbra expresar mediante su Presión de Vapor Reid, la cual no corresponde a la presión de vapor verdadera, que es la que ejerce un líquido sobre su vapor en condiciones de equilibrio, a una temperatura dada. La presión de Vapor Reid se obtiene mediante un procedimiento estándar, utilizando una botella metálica especial, determinándose bajo condiciones controladas a 100° F. Presion de Vapor El aceite crudo y los condensados son mezclas de muchos hidrocarburos, cada uno de los cuales tiene propiedades diferentes uno del otro. La propiedad física principal relacionada con la estabilización es la presión de vapor (PV). Esta se obtiene por medio de la lectura en un manómetro colocado en un separador conteniendo hidrocarburos gaseosos y líquidos. Esta lectura del manómetro, es la presión de vapor de los hidrocarburos líquidos contenidos en el recipiente, cuando el gas está en equilibrio con el líquido. Presion de Vapor Reid (PVR) Desde hace años, se desarrolló una prueba de presión de vapor a la que se llamó Presión de Vapor Reid (PVR), la cual es todavía el procedimiento estándar de prueba para determinar la presión de vapor del aceite crudo, condensados, gasolinas y otros productos del petróleo que se almacenan en tanques atmosféricos. El objetivo de la prueba PVR fue proporcionar un medio para determinar si un hidrocarburo líquido almacenado en un tanque atmosférico, vaporizará o no cuando su temperatura se eleva a 100°F. Se seleccionó arbitrariamente 100°F como una temperatura probable para el tanque de almacenamiento. Existen dos métodos para remover los componentes ligeros y obtener un aceite crudo estable: 

Reducción de presión.



Destilación en un estabilizador

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Calcular la capacidad de separación de un separador vertical de 72”x20, con: Ps= 70 kg/cm^2 x 14.22= 995 psi + 15 psi= 1010 psi Ts= 180 °F + 460= 640 °R eg= 5.628 lb/pie^3 eo= 54 lb/pie^3 µg= .0173 cp= 0.0000116 Bo= 1.25 Tr= 50 seg. = .83 min. h= 12 𝑞𝑠𝑔 = 0.460

1010(54 − 5.628)62 = 108.7 𝑚𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡 3 640(0.000116)

𝑞𝑠𝑙 = 201.420

62 (12) = 83,868.3754 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 1.25(.83)

Separador 30”x14.4` 𝑞𝑠𝑔 = 0.460

1010(54 − 5.628)2.52 = 18.9 𝑚𝑖𝑙𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡 3 640(0.000116)

𝑞𝑠𝑙 = 201.420

2.52 (5) = 6066.86 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 1.25(.83)

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P1= 600 psi

𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑒𝑧𝑐𝑙𝑎 =

𝐶1 =

0.34+0.057 0.0233

34.689 = 1.197 28.97

= 17.03 𝑃2 = .34(600).686 + 17.03 = 44.4

𝑅𝑐 =

600 44.4

= 13.51 = 14

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