Manejo de la produccion y acondicionamiento de hidrocarburos

1. Jesús Toribio Espinoza Sandoval
JTESandoval@gmail.com
JTESandoval@gmail.com
Conducción y Manejo de la Producción
de Hidrocarburos
09 de Febrero de 2016

2. Funcióndeunainstalacióndeacondicionamientodehidrocarburos
Proceso principal:
• Separar las fases aceite, gas, agua y sólidos.
• Tratar el crudo para cumplir especificaciones de venta (BS&W, contenido de
sal y presión de vapor).
• Tratar el gas para su venta o disposición.
• Medir y permitir la toma de muestra de los fluidos comerciables producidos.
• Entregar los fluidos al sistema de transporte.
Procesos secundarios
• Tratar el agua producida y los sólidos para su disposición.
Sistemas auxiliares
• Proporcionar los requerimientos de calentamiento y/o enfriamiento.
• Proporcionar energía eléctrica.
• Sistemas de seguridad.

3. Ejemplodeunainstalaciónparaacondicionamientodecrudo
Pozos
Separadores
Compresión
de gas
Tratamiento
de aceite
Tratamiento
de agua
Deshidratación
Venta
Venta
Disposición
Alta P
Intermedia P
Baja P

4. Ejemplodeunainstalaciónparaacondicionamientodegas
Pozos
Calentamiento
Separación a
alta presión
Enfriamiento
Tratamiento
de gas
Deshidratado Procesamiento
Venta
Compresión
Estabilización Tratamiento de
condensados
Tratamiento de
agua
Venta
Disposición
Alta P
Intermedia P Baja P

5. Planteamientodelequilibriolíquidovapor
FA, zi
FL, xi
FV, yi
T, P
Datos: FA, zi, T y P Incógnitas: FL, FV, yi, xi ,Ki
Ecuaciones
� � = � � + � �
� =
� =
� − � =
�� =
�
�
Combinando las ecuaciones anteriores y suponiendo que FA=1
� �� −
+ � �� −
=
Para una solución ideal:
�� = �� �,
Para una solución no ideal:
�� = �� �, �,
Correlación
Ecuación de estado
Ecuación de Rachford - Rice

6. Obtencióndelacomposicióndelgasydellíquido
Una vez que se determinó la fracción de vapor, V, y se conocen las
constantes de equilibrio, Ki, se determina la composición del gas y
del líquido.
� =
�
� �� − +
� =
���
� �� − +
= �� �

7. Cálculodepropiedadesdelaceiteeneltanque
Fluido de
pozos
���
�
�
�
� �
�
�
�
�
° �
� ,
�
�
� ,
S1
� ,
S2
�
�
�
�
Tanque
���
Gasto del fluido a condiciones
de yacimiento
Gasto de aceite a la salida del
separador k.
� �
Gasto de gas a la salida del
separador k, a condiciones
atmosféricas
� �
Composición del líquido a la
salida del separador k
Composición del gas a la
salida del separador k
� �
Tanque de almacenamiento
� Condiciones estandar

8. Procedimientoparaelcalculodeseparadores,fase1
Datos:
• Composición global del fluido a condiciones de yacimiento, zi.
• Gasto de fluido a condiciones de yacimiento. Si no se cuenta, suponer que es igual a 1 ft3.
1.- Estimar la densidad del fluido a condiciones de yacimiento
2.- Calcular las moles de fluido que ingresan al tanque
��� =
������
���
3.- Realizar cálculo de equilibrio líquido – vapor (ELV) para el separador 1. Obtener la
fracción de vapor (FVs1), la composición del líquido (xis1) y la composición del gas (yis1).
4.- Obtener las moles producidas de líquido y de vapor en S1.
�� = � ���
�� = − � ���
5.- Calcular el gas producido en el primer separador a condiciones atmosféricas.
� =
�� �

9. Procedimientoparaelcalculodeseparadores,fase1
6.- Considerar que el líquido que sale del primer separador es el flujo de alimentación al segundo separador.
� = �
7.- Realizar cálculo de ELV para el separador 2. Obtener FVs2, la composición xis1 y yis1.
8.- Obtener las moles producidas de líquido y de gas en el segundo separador.
�� = � ��
�� = − � ��
9.- Calcular el gas producido en el segundo separador, a condiciones atmosféricas.
� =
�� �
10.- Considerar que el líquido que sale del segundo separador es el flujo de alimentación al tanque.
� = �
11.- Realizar cálculo de ELV para el tanque. Obtener FVst, la composición xist y yist.

10. Procedimientoparaelcalculodeseparadores,fase1
12.- Obtener las moles producidas de líquido y de gas en el tanque.
�� = � ��
�� = − � ��
13.- Calcular el gas producido en el tanque, a condiciones atmosféricas.
� =
�� �
14.- Calcular el flujo de aceite producido en el tanque.
=
�� �
�
15.- Estimar el flujo total de gas producido
�� = � + � + �
16.- Calcular la composición del gas total producido
�� =
� �� + � �� + � ��
�� + �� + ��

11. Procedimientoparaelcalculodeseparadores,fase1
17.- Calcular la densidad y la gravedad especifica del aceite del tanque
18.- Estimar el Bo, la RGA y °API
=
���
=
��
� =
�
��
° � =
.
�
− .

12. Efectodelapresiónenlarecuperacióndelíquidoeneltanque

13. Efectosdeoperaraaltaobajapresión

14. Efectosdelnúmerodeetapasdeseparación(1/2)

15. Efectosdelnúmerodeetapasdeseparación(2/2)
Caso Etapas
[psia]
Líquido
producido
Capacidad de
compresión [HP]
I 1215; 65 8,400 861
II 1215; 515; 65 8,496 497
III 1215; 515; 190; 65 8,530 399

16. Seleccióndelnúmerooptimodeetapasdeseparación
Criterios
• Flujo de líquido recuperado
• Costo del separador, tuberías, controles, espacio, capacidad, etc.
Presión inicial
[psig]
Etapas*
25-125 1
125-300 1-2
500-700 2-3**
*Excluyendo el tanque
** A flujos mayores de 100,000 BPD, se justifica tener un mayor número
de etapas.
Etapas recomendadas

17. Cálculodela presiónóptimadeoperaciónconsiderandopropiedades
volumétricas
Considerando las propiedades volumétricas del aceite, la presión optima de
operación de un separador será aquella que proporcione el menor factor de
formación de volumen, la menor RGA y el valor de grados API para una
temperatura dada.
Ejemplo:
P °
API RGA Bo
1000 46.177 3119.804 3.737
800 46.307 3105.911 3.726
700 46.331 3103.524 3.724
600 46.309 3106.414 3.726
400 46.213 3117.519 3.736
La presión de operación optima es de 700 psia.
3.722
3.724
3.726
3.728
3.730
3.732
3.734
3.736
3.738
3.740
46.160
46.180
46.200
46.220
46.240
46.260
46.280
46.300
46.320
46.340
400 500 600 700 800 900 1000
P [psia]
Bo
°API

18. Eleccióndelapresióndeoperación(1/2)
• La presión del separador de alta, no debe ser mayor que la presión acordada para
venta de gas.
• Para el separador de más baja presión debe haber una presión mínima de 25 a 50
psig.
• Entre a mayor presión se operen los separadores, menor es la capacidad de
compresión requerida.
• Si en el separador de baja presión la presión se aumenta de 50 psig a 200 psig, la
capacidad de compresión disminuye en 33%. Sin embargo, esto requeriría aumentar la
contrapresión del separador.
• Usualmente se elije una presión entre 50 y 100 psig para el separador de baja presión.

19. Eleccióndelapresióndeoperación(2/2)
La compresión del gas normalmente se realiza en un compresor multi etapas
=
R: Relación de compresión por etapa.
Pd: Presión de descarga en psia
Ps: Presión de succión en psia.
n: Número de etapas de compresión.
Usualmente las instalaciones de
producción tienen compresores de
dos o tres etapas.

20. Tipos de separadores

21. Tiposdeseparadores
Fases a separar
Bifásicos
Trifásicos
Gas - Aceite
Aceite - Agua
Gas – líquido (deshidratadores)
Gas – Aceite - Agua
Geometría
Horizontales
Verticales
Líquido - Sólido
Vapor- Sólido
Esférico

22. Clasificacióndeseparadoresgas –líquidoporelprincipiofísicode
separación
1. Separadores gravitacionales
2. Separadores centrífugos
3. Filtros

23. Separadoresbifásicos(1/3)
Componentes principales de un separador bifásico horizontal

24. Separadoresbifásicos(2/3)
Componentes principales de un separador bifásico vertical

25. Separadoresbifásicos(3/3)
Componentes principales de un separador bifásico esférico

26. Separadorcentrifugo
Separador twister

27. Separaciónconfiltros

28. Separadorlíquido-líquido
Separación gravitacional
Separación por coalescencia

29. Consideracionesparaseleccióndeseparadores
Parámetro Vertical Horizontal Esférico
Ventaja • Fácil de limpiar.
• Usa poco espacio.
• Mejor control de “oleaje”.
• Menor tendencia a
revaporización de líquido en
el gas.
• Puede manejar altas
RGA.
• Más baratos que los
sep. verticales.
• Fácil transporte.
• Puede manejar
emulsiones.
• Muy baratos.
• Para bajas a intermedias
RGA.
• Compactos y fáciles de
manejar.
• Fácil limpieza
Desventaja • Utiliza un mayor diámetro de
separación respecto al sep.
Horizontal.
• Más caros de fabricar.
• Más difíciles de transportar
• Requiere mayor
espacio.
• El control de nivel es
critico.
• Espacio limitado para
control de olas.
• Más difíciles de
limpiar.
• Sección limitada para
asentamiento de líquido.
• Difíciles de usar para
separación trifásica.
• El control de nivel es
critico.
• Espacio limitado para
control de oleaje.
Uso ideal • RGA baja a intermedia.
• Cuando se esperan largos
baches de líquido
• Altas RGA.
• Emulsiones.
• Sep. Liq-liq.
• Para RGA de baja a
intermedia.
• Separación bifásica.

30. Consideracionesgeneralesparaeldiseñodeseparadores(1/2)
Parámetros que deben ser determinados antes de diseñar un separador:
• Tasas de flujo del gas y del líquido.
• Presión y temperatura de operación.
• Tendencias a la formación de olas o de tapones en el flujo de alimentación
• Propiedades físicas de los fluidos.
• Grado de separación de partículas.
• Presencia de impurezas (asfáltenos, parafinas, etc.).
• Tendencia a la formación de emulsiones.
• Tendencias corrosivas del gas o del líquido.

31. Consideracionesgeneralesparaeldiseñodeseparadores(2/2)
1. El volumen de las tapas es despreciable comparado con el volumen del
cilindro.
2. Se considera aceptable una relación longitud/diámetro (L/D) de 3/1 a 8/1.
3. Para un separador vertical la alimentación debe estar apenas por arriba
de la interface gas – líquido.
4. Para un separador horizontal se recomienda que la alimentación se
ubique a al menos a 10 in de la parte inferior y a 16 in de la superior.

32. Criteriosgeneralesdediseño
Los separadores deben proporcionar suficiente:
1. tiempo para permitir que las fases inmiscibles se separen por gravedad,
2. tiempo para permitir que ocurra la coalescencia,
3. volumen en el gas para permitir que se acomode el líquido que se
arrastra por el oleaje,
4. espacio para la remoción de sólidos,
5. variación en las tasas de flujo sin afectar la eficiencia del separador.