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Clips M1 y M2 - Almacenamiento, Transporte y Refinamiento.pdf

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  1. 1. Almacenamiento, Transporte y Refinamiento Módulo 1 y 2
  2. 2. Concepto central: Tratamiento de hidrocarburos en campo
  3. 3. Tratamiento de HC en campo Motivos Mezclas multifásicas de compleja manipulación, medición y transporte. Razones de seguridad y ambientales. Razones económicas.
  4. 4. Pozos Colectores Facilidades de producción – GOSP (Plantas de Separación de Gas y Petróleo)
  5. 5. Las facilidades de campo Funciones • Separar el petróleo, gas, agua y sólidos. • Remover gases ácidos H2S y CO2. • Tratar el petróleo y el gas para alcanzar las especificaciones de venta en cuanto al contenido de sedimentos, agua y presión de vapor. • Entregar gas y petróleo tratado al sistema de transporte.
  6. 6. Facilidades de campo Separadores Corazón de las facilidades de campo
  7. 7. Separadores Bifásicos Trifásicos Verticales Esféricos Horizontales
  8. 8. Separador horizontal Separador vertical Separador esférico
  9. 9. Facilidades de campo Tanques de almacenamiento Corazón de las facilidades de campo
  10. 10. Tanque esférico Tanque de techo fijo Tanque cilíndrico Tanque de techo flotante Tanque de baja presión Tanque refrigerado
  11. 11. Concepto central: Las facilidades de producción
  12. 12. Recolección de la producción Elementos Árbol de producción. Ductos. Colectores. Facilidad de producción.
  13. 13. Recolección de la producción Árbol de válvulas Controlar producción. Dar acceso a la tubería de producción.
  14. 14. Árbol de válvulas Válvula de compuerta Válvulas de paso completo. No deben utilizarse para regular el flujo.
  15. 15. Concepto central: La química de los hidrocarburos
  16. 16. Hidrocarburos Cadena abierta o acíclicos Cadena cerrada o cíclicos Saturados • Enlace simple: Alcanos No Saturados • Enlace doble: Alquenos • Enlace triple: Alquinos Saturados No Saturados • Naftenos • Aromáticos
  17. 17. Propiedades Intensivas Extensivas Independientes de la cantidad de material presente Están íntimamente relacionadas con la cantidad de material presente
  18. 18. Comportamiento de los hidrocarburos Comportamiento de sus moléculas individuales Factores que afectan el comportamiento de las moléculas: • Presión. • Temperatura. • Fuerzas de atracción y repulsión intermolecular.
  19. 19. Energía entre fases Sustancias puras Dos sustancias Multicomponentes Comportamiento físico
  20. 20. Concepto central: Oleoductos y Gasoductos
  21. 21. Transporte de HC por ductos Inconvenientes Arena. Asfaltenos. Corrosión. Parafinas. Hidratos de gas. Incrustaciones. Hidratos de gas Parafinas Corrosión Incrustaciones
  22. 22. Mantenimiento de ductos Correctivo Predictivo Falla ya ocurrió Preventivo Plan de mantenimiento Observaciones que indican tendencias a través de ensayos no destructivos
  23. 23. END: Tintas penetrantes END: Ultrasonido END: Radiografía END: Partículas magnéticas
  24. 24. Concepto central: Separación de petróleo y gas
  25. 25. Hidrocarburos Multicomponentes Separación de fases
  26. 26. • La corriente de hidrocarburos producida por un pozo constituye en una mezcla compleja de diversos componentes, formados por hidrógeno y carbono, cada uno de ellos con sus propiedades particulares específicas (entre las que podemos nombrar estructura química, peso molecular, densidad, presión de vapor, etc.). • En el reservorio, el fluido se encuentra a temperatura y presión elevadas y, a medida que asciende hacia la superficie, sufre una disminución en estos parámetros. • Esto hace que los gases se desprendan de los líquidos que los transportan y la corriente del pozo cambia sus características. • El gas arrastra gotas de líquido y el líquido arrastra gas. La separación de estas fases en superficie es una de las principales operaciones en el tratamiento de hidrocarburos en campo
  27. 27. Secciones del separador Primera Sección Segunda Sección Placa desviadora. Recolección de líquidos. Tercera Sección Asentamiento por gravedad Cuarta Sección Extractor de niebla
  28. 28. Primera sección o placa desviadora: • La corriente de ingreso al separador es una mezcla turbulenta a alta velocidad de una mezcla de gas y líquido. Debido a esta gran velocidad, los fluidos entran en el separador con un gran impulso. • La placa desviadora de ingreso, a veces referida como sección primaria de separación, cambia abruptamente la dirección del fluido mediante la absorción del impulso del líquido y permite que el gas y el líquido se separen. • Esto da como resultado una separación “grosera” del líquido y del gas
  29. 29. Segunda sección o recolección de líquidos: • La sección de recolección de líquidos está ubicada en la parte inferior del recipiente y provee el tiempo de retención necesario para que cualquier gas disuelto en el líquido escape en la sección de asentamiento por gravedad. Adicionalmente, proporciona espacio para manejar oleadas intermitentes de fluidos. • El grado de separación es dependiente del tiempo de retención involucrado en el proceso. • El tiempo de retención se ve afectado por: • la cantidad del líquido que el separador puede contener; • la velocidad a la que los fluidos ingresan al equipo; • la densidad diferencial de los fluidos.
  30. 30. Tercera sección o asentamiento por gravedad: • A medida que la corriente de gas ingresa en la sección de asentamiento por gravedad, su velocidad disminuye y pequeñas gotas de líquido que fueron arrastradas en el gas y no han sido separadas por el desviador de entrada se separan por gravedad y caen en la interfase gas-líquido. • La sección de asentamiento por gravedad es dimensionada de manera tal que gotas superiores a 100 o 140 micrones caen en la interfase gas-líquido, mientras que gotas de menor tamaño permanecen en el gas. • Las gotas de líquido mayores a 100 o 140 micrones son indeseables debido a que pueden sobrecargar el extractor de niebla ubicado a la salida del separador
  31. 31. Cuarta sección o extractor de niebla: • Es la sección por la cual la corriente gaseosa pasa antes de abandonar el equipo. • El extractor de niebla está constituido por una serie de elementos que se caracterizan por proveer una gran superficie de área en la cual se produce la coalescencia y remoción de las pequeñas gotas de líquido acarreadas por la corriente de gas, que caerán en la sección de recolección de líquidos del separador.
  32. 32. Separación de HC Factores que influyen en la separación Viscosidad del gas Temperatura Densidad de los fluidos
  33. 33. • Es menester tener en cuenta que existen diversos factores que pueden influir en la eficiencia de la separación. Entre ellos, podemos nombrar: • Viscosidad del gas: este parámetro determina la velocidad de asentamiento de las partículas de líquido, ya que afecta el coeficiente de arrastre. A medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y, por ende, la capacidad de manejo de gas del equipo separador. • Temperatura: calentar el fluido antes de su ingreso al equipo es un factor que contribuye a la separación de fases. El aumento de temperatura reduce la viscosidad de petróleo y disuelve pequeños cristales de asfaltenos y parafinas. Es necesario controlar la temperatura del proceso con la finalidad de evitar “perder” hidrocarburos livianos por evaporación a la fase gaseosa y, por ende, que disminuya su valor comercial. • Densidad de los fluidos: La diferencia de densidad entre el líquido y el gas es directamente proporcional a la capacidad de manejo de gas de un separador
  34. 34. Separación de HC Problemas operativos Petróleo espumante Parafinas Arenas Arrastre de líquidos Escapes de gas Slugs líquidos
  35. 35. Factor Consecuencia Pétróleo espumante Dificulta el control mecánico de los niveles de fluidos Se debe proporcionar suficiente capacidad en el separador para manejar la producción anticipada sin el uso de químicos inhibidores de espuma Parafinas Taponamiento de platos coalescedores y almohadillas de extractores de nieblas La temperatura del cuerpo líquido siempre debe ser mantenida por encima del punto de enturbiamiento (cloud point) del petróleo Arenas Taponamiento en las secciones internas del separador Inyección periódica de agua o vapor en el fondo del equipo para suspender la arena durante las operaciones de drenaje Arrastre de líquidos Líquido libre escapa con el gas Instalación de sensores de seguridad de alto nivel que cierra el ingreso de flujo al separador cuando el nivel de líquido excede el nivel máximo normal de líquido sobre un porcentaje establecido Escape de gas Gas libre se escapa con la fase líquida. Instalación de sensores de seguridad de bajo nivel que cierra el flujo de entrada o salida al equipo cuando el nivel del líquido cae entre el 10 % y el 15 % por debajo del nivel operativo más bajo
  36. 36. Concepto central: Deshidratación de crudo
  37. 37. Deshidratación Emulsiones • Los dos líquidos deben ser inmiscibles • Debe haber suficiente energía en la agitación para dispersar una fase en otra • Debe estar presente un agente emulsionante Coexistencia de tres condiciones
  38. 38. El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua.. Una parte del agua producida por el pozo, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión.
  39. 39. Emulsión agua en petróleo W/O Emulsión directa Emulsión petróleo en agua O/W Emulsión inversa
  40. 40. En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) se denominan emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) se llaman emulsiones inversas. Como consecuencia de la formación de las emulsiones en el proceso de producción, se debe diseñar las facilidades más adecuadas para su tratamiento, las cuales generan aumento de costos pero permiten cumplir con parámetros de entrega establecidos. Uno de los métodos aplicados para el tratamiento de emulsiones consiste en la inyección de químicos especialmente diseñados para este fin.
  41. 41. Los desemulsionantes deben aplicarse en dosificaciones óptimas para su correcto desempeño. Generalmente, los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros. El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, puede estabilizar aún más la emulsión directa W/O ó producir emulsiones inversas O/W. Debido a que los agentes desemulsionantes y aditivos adicionales son tan numerosos y complejos para permitir su completa identificación, seleccionar la dosificación adecuada es un arte. La selección está basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como pruebas de emulsión, las cuales se han estandarizado como técnica de selección de estos productos en los laboratorios de la industria petrolera para ser aplicados a los pozos de manera óptima.
  42. 42. Emulsiones Tratamiento Químico • Ensayo de botella o ensayo de emulsión Desemulsionantes
  43. 43. Para que la prueba sea exitosa, es necesario seleccionar una muestra representativa de la corriente de producción que debe cumplir las siguientes condiciones: Ser representativa de la emulsión que se busca tratar. Si la corriente es adicionada con químicos (inhibidores de parafina, de corrosión, etc.), la muestra debe contener cantidades representativas de éstos. Debe ser fresca, de manera que no se haya producido la estabilización por envejecimiento de la emulsión. Se deben reproducir, en la medida de lo posible, las mismas condiciones de temperatura y agitación que ha de sufrir la corriente de fluido. Durante el ensayo de botella, se colocan 100 ml de la emulsión agua en petróleo en botellas graduadas, dosificándolas con diferentes concentraciones del desemulsionante y dejando una botella sin producto químico (será la botella patrón). La mezcla se agita con la finalidad de homogenizar el contenido de la botella y posteriormente se la coloca en un baño térmico. Se realizan periódicamente lecturas del volumen de agua separada (coalescida) y se observa la calidad de la interfase agua-petróleo y de las paredes de la botella. Esta información se vuelca en un gráfico de porcentaje de agua separada en función del tiempo y otro gráfico de estabilidad que permite determinar el tiempo para lograr separar la mitad o dos tercios del volumen de la fase acuosa. La evaluación de ambos gráficos permitirán determinar la eficiencia del químico seleccionado
  44. 44. Concepto central: Estabilización y endulzado de crudo
  45. 45. Tratamiento de petróleo Estabilización Incrementar la cantidad de fracciones intermedias (C3 a C5) y pesados (+C6) en la fase líquida de una corriente de hidrocarburos
  46. 46. • Los líquidos que se han separado de la corriente de gas durante el proceso inicial de separación fluyen directamente a un tanque o pueden ser estabilizados de alguna manera. • Esos líquidos contienen un gran porcentaje de metano y etano que se desprenderán como gas en el tanque. Esto disminuye la presión parcial de los demás componentes en el tanque e incrementa su tendencia a desprenderse como vapores. • Podemos definir al proceso de estabilización como aquella serie de operaciones llevadas a cabo con la finalidad de incrementar la cantidad de fracciones intermedias y pesados en la fase líquida de una corriente de hidrocarburos. • En la estabilización, la retención de pentanos y fracciones más livianas en el tanque de almacenamiento cambiará la gravedad específica del petróleo. • El valor económico del petróleo es, por lo tanto, influenciado por este proceso de estabilización… En primer lugar, los líquidos pueden ser almacenados y transportados hacia al mercado más rentable que el gas. En segundo lugar, es ventajoso minimizar las pérdidas de gases del crudo liviano cuando se almacena.
  47. 47. Estabilización de crudo Métodos comúnmente utilizados • Reducción de presión • Incremento de temperatura • Combinación de ambas técnicas • Método ultrasónico
  48. 48. • Los principios utilizados para al estabilización de crudo se basan en: • Reducción de presión • Incremento de temperatura • Combinación de ambas técnicas • Método ultrasónico • Los método para estabilizar el crudo son: • Separación multietapa. • Almacenamiento en tanque atmosférico. • Tratador térmico luego de la separación. • Estabilizador
  49. 49. Torre estabilizadora Múltiples flasheos a presión constante e incrementos de temperatura
  50. 50. • Cuando los hidrocarburos líquidos son removidos de los separadores, el líquido se encuentra en su presión de vapor o punto de burbuja. Con cada subsecuente reducción de presión, vapores adicionales son liberados. • Por tal motivo, si los líquidos fuesen removidos directamente de un separador de alta presión a un tanque de almacenamiento, los vapores generados causarían la pérdida de hidrocarburos livianos y pesados. • Esto explica la necesidad de contar con muchas etapas en una planta de tratamiento de gas y petróleo. • Sin embargo, independientemente del número de etapas utilizadas, algunos hidrocarburos valiosos son perdidos con el vapor que sale de la última etapa de separación o del tanque de almacenamiento. • En lugar de ese proceso, se puede lograr el mismo efecto en un tanque alto vertical con bajas temperaturas en su parte superior y altas temperaturas en su parte inferior. Esta unidad se denomina estabilizador o torre estabilizadora.
  51. 51. • Cuando los hidrocarburos líquidos son removidos de los separadores, el líquido se encuentra en su presión de vapor o punto de burbuja. Con cada subsecuente reducción de presión, vapores adicionales son liberados. • Por tal motivo, si los líquidos fuesen removidos directamente de un separador de alta presión a un tanque de almacenamiento, los vapores generados causarían la pérdida de hidrocarburos livianos y pesados. • Esto explica la necesidad de contar con muchas etapas en una planta de tratamiento de gas y petróleo. • Sin embargo, independientemente del número de etapas utilizadas, algunos hidrocarburos valiosos son perdidos con el vapor que sale de la última etapa de separación o del tanque de almacenamiento. • En lugar de ese proceso, se puede lograr el mismo efecto en un tanque alto vertical con bajas temperaturas en su parte superior y altas temperaturas en su parte inferior. Esta unidad se denomina estabilizador o torre estabilizadora.
  52. 52. Tratamiento de agua producida Motivos 0,1 % y el 10 % en volumen de hidrocarburos dispersos y disueltos Consideraciones medioambientales y legislación vigente
  53. 53. • Las aguas congénitas, también llamadas aguas saladas o aguas de producción, son un subproducto de la extracción del crudo al igual que el gas natural, cuando se tiene un pozo petrolero productivo. • Son aguas que deben ser separadas del crudo para su tratamiento, y normalmente tienen un alto contenido de sales, altos niveles de aceite, además de bicarbonatos, sulfatos, calcio, magnesio, restos orgánicos, y en algunos casos metales. • El tratamiento apropiado de estas aguas es una tarea esencial en la operación petrolera, bien sea para su reinyección a los pozos, o para su disposición al mar en muchos casos, con las debidas precauciones para no impactar ni causar ningún daño al medio ambiente.
  54. 54. Tratamiento de agua producida Función Provocar que las gotas de petróleo dispersas en la fase continua de agua se separen y suban a la superficie.
  55. 55. Método Mínimo tamaño de gota que puede remover Separación por gravedad 100 a 150 micrones Placas coalescentes 30 a 50 micrones Coalescencia mejorada 10 a 15 micrones Flotación de gas 10 a 20 micrones Separación por gravedad mejorada 15 a 30 micrones Filtración 1 + micrones
  56. 56. Tratamiento de agua producida Selección • Contenido de petróleo en la corriente de agua • Calidad del efluente a obtener • Distribución del tamaño de gota • Diámetro de la partícula de petróleo a tratar • Espacio disponible • Dimensiones y requerimiento de equipos • Requerimientos energéticos
  57. 57. • Al momento de seleccionar el o los equipos de tratamiento de agua de producción, es necesario tener en cuenta: • el contenido de petróleo en la corriente de agua de producción, que, en ausencia de información, se puede asumir que será de 1000 a 2000 mg/l; • la calidad del efluente que obtener; • la distribución de tamaño de gota de petróleo en la corriente agua de producción; • el diámetro de partícula de petróleo que debe ser tratada para alcanzar los requerimientos de calidad del efluente; • el espacio disponible; • las dimensiones y configuraciones de los equipos; • los requerimientos energéticos; • los desagües que instalar. • Las tecnologías para tratamiento de las aguas congénitas han evolucionado mucho en los últimos años, y se estima que los volúmenes a tratar serán cada vez mayores en la producción petrolera, por lo que las tecnologías a su vez deberán ser más efectivas, eficientes, y seguras.
  58. 58. Tratamiento de agua producida Nuevos tratamientos • Osorb® • CTour ®
  59. 59. ¡Muchas gracias!

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