Notas Primer Parcial
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COPYRIGHT: Omar G.L. APUNTES DE CONDUCCIÓN Y MANEJO DE LA PRODUCCIÓN Un campo Petrolero está formado por el Yacimiento, el pozo y las instalaciones superficiales. Recolección es lo mismo que producción y que transporte. La composición de los fluidos producidos se puede expresar en %mol, % peso fracción y %volumen fracción. La diferencia entre la producción en la cabeza del pozo y el producto que vendemos es que los fluidos producidos en la cabeza del pozo tienen impurezas, un bajo rendimiento y no tienen el suficiente valor comercial para poder competir en el mercado mundial, por lo cual se tiene que hacer una mezcla mexicana que cumpla con los requerimientos de rendimiento y eficiencia. Los tipos de yacimientos pueden ser de aceite negro, aceite volátil, gas y condensado, gas húmedo y gas seco. El crudo obtenido en la cabeza del pozo, debe ser tratado, desalojado y se deben remover todas las impurezas. Las principales impurezas pueden ser sólidas, liquidas y gaseosas: N2, S2, CO2,H2S, Asfaltenos, Parafinas, Sales, agua, etc. El sistema integral de producción va del radio de drene al radio de pozo, llega a la cabeza y comienza la recolección a traves de los sistemas, de allí pasa a un separador, y llega a oleoductos y gasoductos, en el caso del gas, se aplica un tratamiento, se mide la RGL (medición volumétrica bifásica). Por otro lado en el caso del crudo, este es tratado por separado para eliminar las impurezas. La estabilización del flujo: Al eliminar los gases disueltos y el H2S la estabilización disminuye los problemas de seguridad y control. Los gases se eliminan por medio de un estabilizador. El endulzamiento emplea procesos de estabilización o vaporización así como un agente de eliminación basado en gas o vapor. Aseguramiento del flujo: es lograr que los fluidos del yacimiento lleguen al punto de venta. Caracterización de los fluidos producidos: Determinar: Psat, Pb, Bo. Bg, RGA, Rs, Pb, densidad, viscosidad del aceite, viscosidad del gas, etc. Con los diagrama de fases podemos determinar el ritmo de explotación, que tan rápido se llega a la región de saturación (2 fases). Los tipos de crudo que exporta México son el crudo Olmeca (superligero), Istmo (ligero) y Maya (pesado). Istmo: Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso. Maya: Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso. Olmeca: Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso. La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo). Extrapesado: API = 10.0 Pesado: API = 10.0 - 22.3 Mediano: API = 22.3 - 31.1 Ligero: API = 31.1 – 39 Superligero: API = >39 Estabilización del flujo: cuando de la mezcla de HCS se alcanza el equilibrio físico y se separan las fases la estabilización del flujo se refiera a la capacidad de preservación de este equilibrio aunque existan cambios de presión y temperatura para de esta forma incrementar el rendimiento
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COPYRIGHT: Omar G.L. APUNTES DE CONDUCCIÓN Y MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
Un campo Petrolero está
formado por el Yacimiento,
el pozo y las instalaciones
superficiales.
Recolección es lo mismo que
producción y que transporte.
La composición de los fluidos
producidos se puede expresar
en %mol, % peso fracción y
%volumen fracción.
La diferencia entre la
producción en la cabeza del
pozo y el producto que
vendemos es que los fluidos
producidos en la cabeza del
pozo tienen impurezas, un bajo
rendimiento y no tienen el
suficiente valor comercial para
poder competir en el mercado
mundial, por lo cual se tiene
que hacer una mezcla mexicana
que cumpla con los
requerimientos de rendimiento
y eficiencia.
Los tipos de yacimientos
pueden ser de aceite negro,
aceite volátil, gas y
condensado, gas húmedo y gas
seco.
El crudo obtenido en la cabeza
del pozo, debe ser tratado,
desalojado y se deben remover
todas las impurezas.
Las principales impurezas
pueden ser sólidas, liquidas y
gaseosas: N2, S2, CO2,H2S,
Asfaltenos, Parafinas, Sales,
agua, etc.
El sistema integral de
producción va del radio de
drene al radio de pozo, llega a
la cabeza y comienza la
recolección a traves de los
sistemas, de allí pasa a un
separador, y llega a oleoductos
y gasoductos, en el caso del
gas, se aplica un tratamiento,
se mide la RGL (medición
volumétrica bifásica). Por otro
lado en el caso del crudo, este
es tratado por separado para
eliminar las impurezas.
La estabilización del flujo: Al
eliminar los gases disueltos y el
H2S la estabilización disminuye
los problemas de seguridad y
control. Los gases se eliminan
por medio de un estabilizador.
El endulzamiento emplea
procesos de estabilización o
vaporización así como un
agente de eliminación basado
en gas o vapor.
Aseguramiento del flujo: es
lograr que los fluidos del
yacimiento lleguen al punto de
venta.
Caracterización de los fluidos
producidos: Determinar: Psat,
Pb, Bo. Bg, RGA, Rs, Pb,
densidad, viscosidad del aceite,
viscosidad del gas, etc.
Con los diagrama de fases
podemos determinar el ritmo
de explotación, que tan rápido
se llega a la región de
saturación (2 fases).
Los tipos de crudo que exporta
México son el crudo Olmeca
(superligero), Istmo (ligero) y
Maya (pesado).
Istmo: Ligero con densidad de
33.6 grados API y 1.3% de
azufre en peso.
Maya: Pesado con densidad de
22 grados API y 3.3% de azufre
en peso.
Olmeca: Superligero con
densidad de 39.3 grados API y
0.8% de azufre en peso.
La industria mundial de
hidrocarburos líquidos
clasifica el petróleo de acuerdo
a su densidad API (parámetro
internacional del Instituto
Americano del Petróleo, que
diferencia las calidades del
crudo).
Extrapesado: API = 10.0
Pesado: API = 10.0 - 22.3
Mediano: API = 22.3 - 31.1
Ligero: API = 31.1 – 39
Superligero: API = >39
Estabilización del flujo: cuando
de la mezcla de HCS se alcanza
el equilibrio físico y se separan
las fases la estabilización del
flujo se refiera a la capacidad
de preservación de este
equilibrio aunque existan
cambios de presión y
temperatura para de esta
forma incrementar el
rendimiento
COPYRIGHT: Omar G.L. APUNTES DE CONDUCCIÓN Y MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
Prueba de aforamiento: es una
operación que se debe realizar
para determinar el caudal
óptimo del pozo y niveles de
operación de los mismos.
Con una prueba de aforo se
puede obtener la siguiente
operación:
Determinar la transmisibilidad
en el entorno del pozo y su
gasto crítico.
Perdida de carga en el pozo.
Abatimiento del nivel estático
en función del gasto
Eficiencia del pozo.
Gasto óptimo de explotación
de pozos.
El objetivo de realizar estas
pruebas es llegar a conocer
adecuadamente el
funcionamiento de los pozos
y del acuífero, con el fin de
explotar a este último
adecuadamente.
La mezcla mexicana es una
ponderación del volumen y
precio.
Recolectar la producción con
tuberias de descarga, tuberias
de escurrimiento y tuberias de
flujo.
Riser es una tuberia con flujo
ascendente.
Correlaciones de flujo
multifásico son para construir
curvas de gradiente de presión
en tuberias horizontales.
El H2S por si solo no es
corrosivo pero combinado con
el agua si lo es. Por tal es
necesario comenzar la
deshidratación para evitar
daños en las tuberias.
Diseño del diámetro y longitud
de la tuberia de descarga,
depende del tipo de impurezas
que se tenga, seria el espesor
de la tuberia y la calidad del
material.
Depende de que tan cerca este
el complejo de producción, se
definirá donde estará y como
será la caída de presión.
Bomba multifásica:
Predicción del comportamiento
de los fluidos.
Correlaciones PVT=Aceite
negro.
Ecuaciones de estado= para el
tipo de fluidos.
Debemos caracterizar los
fluidos producidos porque con
ello podremos definir como
vamos a recolectar la
producción.
La presión en la cabeza del
pozo puede ser generada por la
presión propia del yacimiento o
por medio de un SAP.
Diseño del diámetro adecuado
para el ducto/tuberia: estará
en función de la Temperatura
de los fluidos, Temperatura del
medio ambiente, Temperatura
del terreno, Topografía,
longitud, cantidad y tipo de
impurezas.
Muestras en el pozo, se
recomienda hacer un análisis
pvt o análisis composicional.
Los estudios PVT se llevan a
cabo con el propósito de
analizar los yacimientos, y
partiendo de los resultados de
estos estudios, determinar los
diversos parámetros y
metodologías que se
desarrollarán para poner a
producir el yacimiento.
El muestreo de fluidos se
realiza al principio de la vida
productiva del yacimiento.
Existen dos formas de
recolectar las muestras de
fluidos:
- Muestreo de fondo.
- Muestreo por recombinación
superficial.
Tomar muestras, llevarlos al
Laboratorio, análisis pvt,
composicional, cromatográfico,
composición del hidrocarburo,
propiedades físicas del fluido.
COPYRIGHT: Omar G.L. APUNTES DE CONDUCCIÓN Y MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
Aceite negro de bajo y alto
encogimiento, ajustamos
correlaciones pvt, primero
tomamos muestras y estudios
pvt, luego se ajustan
correlaciones pvt.
El análisis composicional
permite obtener cada uno de
los componentes de los fluidos
de la muestra de
hidrocarburos.
Las ecuaciones de estado
permiten ajustar las diferentes
condiciones de presión y
temperatura que se pueden
presentar en el yacimiento.
Correlaciones pvt para aceite
negro.
Ecuaciones de estado para el
tipo de fluidos, Peng Robinson,
Suave y R & W.
Las correlaciones pvt son
producto del análisis de
pruebas de campo que
predicen el comportamiento y
propiedades de los fluidos en el
yacimiento.
Teoría sobre el aseguramiento
del flujo: que los yacimientos
del pozo producen aceite, agua,
gas, lodo, residuos, níquel,
paladio, oro, fierro, otros
materiales minerales.
En los puntos de entrega, los
fluidos entregados deben de
estar estabilizados, PPQ,
condensados PPQ, cierto
porcentaje de agua (mínimo
0.5%).
La RGA desde la cabeza del
pozo hasta el punto de entrega
debe de ser mínima.
Bo debe de ser mayor cuando
la presión alcance a la presión
de saturación.
La presión asistida puede ser
operada por un SAP, por un
compresor o por una bomba-
compresor (bomba multifásica)
y por compresores híbridos.
Tipos de separadores:
Separadores convencionales:
separación mecánica (f grav,
fcentrif, fcheque)
No calentamiento
No enfriamiento
Separación a baja temperatura.
Objetivos de la separación de
los fluidos producidos:
Optimizar la presión de
separación
Recuperar la máxima cantidad
de líquidos (MRL) en el tanque
de almacenamiento.
Minimizar los requerimientos
de compresión.
Maximizar la rentabilidad en el
esquema del proceso.
P1/p2=p2/p3=p3/p4
Etapas de separación: Es
donde dadas las condiciones de
presión y temperatura, se logra
el equilibrio entre las fases.
1= % de sep diferencial.
2-3=75% de sep diferencial.
>3=90-95% de sep diferencial.
Pi= f( Pwh)= (Presión en la
primera etapa) Presión de
envío x energía propia del
yacimiento y x la asistencia de
un SAP.
La eficiencia de separación es
del 30% en la primera etapa,
capacidad y estabilización.
Análisis nodal: es un modelo
de optimización del sistema
integral de un pozo, que
involucra al yacimiento, pozo e
instalaciones para lograr
transportar los fluidos del
yacimiento a la superficie para
su procesamiento, distribución
y comercialización.
Método de Campbell: 3 etapas
Se fija la primera etapa de
separación (Pwh, Gp en líneas
de descargas, presión de envío
a las refinerías)
Se fija de acuerdo a Pwh, las
caídas de presión en las líneas,
los componentes de los fluidos,
composición y características
de los fluidos.
COPYRIGHT: Omar G.L. APUNTES DE CONDUCCIÓN Y MANEJO DE LA PRODUCCIÓN
Optimización de la presión de
separación en un sistema de
multi-etapas:
En un yacimiento nuevo se
realizan:
-Well testing
-Pruebas de producción-
presión
Se mide la variación de presión
de fondo cerrado (Pws).
Prueba de incremento.
Se considera una etapa de
separación como la condición a
la cual el gas y el aceite
alcanzan el equilibrio físico a la
presión y temperatura a la cual
trabaja el equipo.
Se mide la variación de presión
en un Pozo abierto: Medimos
la variación de la presión de
fondo fluyendo (prueba de
decremento). Se recomiendan
tres pruebas con
estranguladores diferentes de
determinado rango de
diámetros, previo de un análisis
nodal. De forma simultanea se
mide la producción de aceite y
gas (Realizando muestreos de
fluidos para cada diámetro de
estrangulador seleccionado).
Separación diferencial: En la
cual el gas que se libera del
aceite después de cada
pequeño decremento de
presión, se extrae del sistema.
Separación flash: El gas se
libera del aceite siempre
queda en contacto con el aceite
durante todos los deltas Ps.
Primera etapa=1200 psig
Segunda etapa=500 psig
Tercera etapa= 50 psig
