Ingenieria de Acondicionamiento de Hidrocarburos

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

2. Generalidades
Objetivo:
En este curso el alumno conocerá los fundamentos, métodos de diseño y evaluación de los sistemas de
recolección, tratamiento y transporte de hidrocarburos.
La Figura 1 (diapositiva siguiente) muestra un esquema de proceso típico para un sistema de
acondicionamiento de hidrocarburos. Al finalizar el curso, el estudiante será capaz de describir los
equipos mostrados en el diagrama, aplicar las técnicas correspondientes para el dimensionamiento de
cada uno de ellos y mencionar los criterios para la elección entre los sistemas y equipos que cumplirían
una función similar.
Conocimientos previos
Es recomendable que el alumno tenga conocimientos previos de cálculo de propiedades de
hidrocarburos, tales como:
• factor de formación de volumen,
• relación de solubilidad,
• viscosidad,
• factor Z,
• densidad
• gravedad específica y
• relaciones de equilibrio líquido – vapor.
También le resultará de ayuda que sepa utilizar hojas de cálculo y programar en ambientes tipo Visual
Basic o Fortran.

3. Proceso típicoparaacondicionamientode crudo

4. Conduccióny manejo de la producciónde hidrocarburos
Deshidratación
Desalado
Calentamiento
Objetivo:
• Separar las fases gas, aceite y agua proveniente de
pozos.
• Procesar las fases en productos comerciables ó
• disponer de ellas de forma ambientalmente aceptable.

5. MEZCLA JUJO
(BP)
MEZCLA TECOMINOACÁN
(BP)
MEZCLA JUJO
(SBP)
AGUA LAVADO
9
8
1
16
CRUDO
ESTABILIZADO
SISTEMA DE
COMPRESIÓN
RECUPERADORA
DE VAPOR
Presión Operación = 5 Kg/cm2 mán.
P
T 58.1
5.0
P
T 50.0
5.0
P
T 55.0
13.0
P
T 50.0
1.0
P
T 54.0
11.0 P
T 54.1
8.5
P
T 49.0
1.0
P
T 52.0
4.5
144.7 HP
53.26 HP
T 108.
3
T 179.
0
P
T 52.0
11.7
T 52.0
T 103.
7
T 106.
0
T 99.3
P
T 39.0
4.9
Q 2.88
Q 77.8
4
Q 3.81
9
Q 3.7
Q 2.67
9
Q 3.55
1
Q 72.3
4
Q 112.
0
14,880 BPD CRUDO
11.70 MMPCSD GAS
1710 BPD AGUA
48,600 BPD CRUDO
0.00 MMPCSD GAS
5513 BPD AGUA
64,540 BPD CRUDO
84.0 MMPCSD GAS
7209 BPD AGUA
P
T 25.0
12.3
4794 BPD AGUA 126,920 BPD
100.37 MMPCSD GAS
Caso base
3.76 MMPCSD
11.9 MMPCSD
84.71 MMPCSD
PVV 7.70
PVR 6.14
Nota:
T
Kg/cm2 mán.
P
°C
T
Q MMBtu/hr
PVV
PVR
Psia
Psi
E1
E2
E3
K1
Batería central Jujo Torre estabilizadora

6. Complejo Samaria II. Área batería y deshidratadora
CABEZAL DE POZOS RECTIFICACION
PRIMARIA
S.H.E.B.P.
TV
GAS B.P. A COMPRESORAS
SAMARIA II
AREA DE CONDENSADOS
SEPARADOR
TRIFASICO
SEPARADOR
BALANCE
CABEZAL DE
CONDENSADOS
QUEMADOR
A CPG
CACTUS
DESNATADOR
REACTIVOS
FILTROS
A POZOS INYECTORES
VAPORES
A COMPRESORAS U-23 SAM II
DE SAMARIA III
CRUDO A
CCC PALOMAS
PATIN DE
MEDICION
DESHIDRATACION Y
DESALADO
(ELECTROSTÁTICO)
T. B.
COMP.SAM.II
CUNDUACAN
P = 6.0 kg/cm2
P = 5.0 kg/cm2
Pd = 7.0 kg/cm2
55,000 BLS CAP
(2)
SAMARIA 280
SAMARIA 290
SAMARIA 300
SAMARIA 310
SAMARIA 110
31.9 °API
INHIBIDOR DE CORROSION (9 LT/DIA)
BACTERICIDA (3 LT/DIA)
INHIBIDOR DE INCRUSTACION (2 LT/DIA)
SECUESTRANTE DE OXIGENO (7 LT/DIA)
SURFACTANTE (8 LT/DIA)
SH3F (2)
Agua a T.
Desnatador
500 BLS CAP (2)
DESH. 1, 2 Y 3
DESAL. 4, 5 Y 6
CAPACIDAD
180,000 BPD
P
T 55.0
5.5
P
T 46.0
0.8
P
T 46.0
0.8
P
T 50.0
5.3
P
T 33
20
P
T 30
12
P
T 46.5
6.0
P
T 46.0
22
P
T 46.0
6.5
P
T 46.0
6.5
CUNDUACAN
P
T 59.0
6.0
P
T 38.6
7.0
P
T 36.0
7.0
P
T 46.0
2.6
P
T 35
50
P
T °C
Kg/cm2 g
NOTA:
P
T 34
21

7. Etapas de separacióngas - aceite
Una etapa de separación
Tres etapas de separación
¿Cuántas etapas implementar?
¿A que condiciones de presión y temperatura se
deberá operar?
¿Qué tipo de separadores utilizar?
¿Se requiere de procesos complementarios?

8. Temario
1. Calidad de los fluidos producidos
2. Separación de fluidos
3. Procesamiento de aceite crudo
4. Acondicionamiento de gas
5. Medición de la producción
6. Baterías de separación y ductos

9. Bibliografíarecomendada
Arnold, K., & Stewart, M. (2008). Surface Production
Operations. Design of Oil Handling Systems and
Facilities. Gulf Professional Publishing.
Arnold, K., & Stewart, M. (1999). Surface Production
Operations. Design of Gas-Handling Systems and
Facilities. Gulf Professional Publishing.

10. Formade evaluación
1. Calidad de los fluidos producidos
2. Separación de fluidos
3. Procesamiento de aceite crudo
4. Acondicionamiento de gas
5. Medición de la producción
6. Baterías de separación y ductos
* Si hace examen final, se respeta la calificación más alta entre exámenes parciales y finales
• Exámenes (3) : 60 pts
• Tareas: 20 pts
• Proyecto final: 20 pts
Se considerará
• Calidad en la presentación de las
tareas.
• Participación oportuna en clase.

11. 𝑑𝑠𝐿𝑒𝑓 = 420
1 − 𝛽
1 − 𝛼
𝑇𝑍𝑄𝑔𝑠𝑐
𝑃
𝜌𝑙 − 𝜌𝑔
𝜌𝑔
𝑑𝑝
𝐶𝐷
−
1
2
ℎ𝑜 =
0.00128𝑡𝑜∆𝛾𝑑𝑝𝑤
2
𝜇𝑜
𝑑𝑠 = 81.8
𝐹𝑄𝑜𝜇𝑜
∆𝛾𝑑𝑝
2
1
2
𝑞𝑡𝑟𝑎𝑡 = 16𝑄𝑜∆𝑇 0.5𝛾𝑜 + 0.1
𝑑𝑠𝐿𝑒𝑓 =
438𝐹𝑄𝑜𝜇𝑜
∆𝛾𝑜𝑑𝑝
2
𝑅𝑒 = 0.0049
𝜌𝑔𝑣𝑡𝑑𝑝
𝜇𝑔
𝐶𝐷 =
24
𝑅𝑒
+
3
𝑅𝑒
1
2
+ 0.34

12. Para un correcto diseño de las instalaciones
superficiales se requiere caracterizar
apropiadamente a los fluidos a manejar
Toma de muestras
Análisis
composicional
Análisis PVT
Modelado

13. Tomade muestrasde fluidos
Fondo de pozo
Separador
Cabeza de pozo
Las muestras pueden ser tomadas en: La calidad de los resultados de los experimentos que
estudian el comportamiento presión-volumen-temperatura
(PVT) de los hidrocarburos depende ampliamente de la
calidad de las muestras recolectadas en campo. Un
estudio PVT sólo reflejará al fluido de yacimiento si las
muestras tomadas son representativas del fluido a
condiciones de fondo de pozo.
Para tomar muestras representativas, el flujo dentro del
pozo se debe encontrar en una sola fase, esto sólo sucede
si la presión del yacimiento es mayor que la presión de
saturación.

14. Tomade muestrasde fluidos
Las muestras pueden ser tomadas en:
Fondo de pozo
• Yacimientos de aceite bajo saturado (aceite negro, aceite
volátil y gas seco).
Separador
• Principalmente para gas condensado y gas húmedo
Cabeza de pozo
• Para cualquier fluido que se encuentre en una fase a
condiciones de cabeza de pozo

15. Muestrasde fondode pozo
• Recomendada para fluidos bajo saturados (aceite negro, aceite
volátil y gas seco).
• La toma de la muestra debe realizarse a la altura de la zona de
los disparos
• Para pozos fluyendo el pozo debe acondicionarse dejándolo producir hasta que el
aceite no representativo haya sido desplazado por el aceite original.
• Los pozos con bombeo generalmente no se deben muestrear, pero en ciertas
ocasiones son la única opción. En estos pozos es posible realizar un muestreo cuando
se ejecutan operaciones de mantenimiento en el equipo de bombeo o en el pozo. El
gasto de bombeo generalmente no se puede cambiar, la bomba y varillas se deben
sacar si se usa el método de muestreo de fondo y no resulta práctico medir la presión
de fondo.
• Para el caso de los pozos de gas seco y de gas húmedo, la composición del fluido de
un yacimiento de gas seco o gas húmedo no cambia conforme se agota el yacimiento,
ya que el fluido no formará dos fases en ningún punto del proceso de producción. Por
lo tanto, las muestras pueden ser tomadas en cualquier momento y no es necesario
acondicionar del pozo.

16. Muestrasde cabezade pozoy de separador
• Recomendada para gas condensado y gas húmedo.
• La toma de la muestra se realiza a la salida de la corriente de
gas y de la líquido.
En separador
En cabeza de pozo
Para cualquier fluido que se encuentre en una fase a
condiciones de cabeza de pozo
El muestreo en la cabeza del pozo es un método arriesgado,
ya que se debe mantener la presión alta en la cabeza del
pozo, esto es, por arriba de la presión de saturación del
yacimiento. Este método no puede ser usado para cualquier
fluido excepto, para aceites con presión de saturación
relativamente baja.

17. Errores comunesen la toma de muestras
Producción de diferentes zonas
Flujo insuficiente
Invasión de líquidos o sólidos
Gradientes composicionales en el
yacimiento
Perdida de gas por abatimiento
Conificación de gas
Pérdida de componentes
reactivos de la tubería
Liberación de contaminantes
adheridos a la tubería
Fuente: Petroleum Engineering Handbook. Vol 1. Cap 4.

18. Errores comunesen la toma de muestras
Errores en el registro de
datos
Transferencia de muestras
no homogéneas
Inestabilidad del separador
Arrastre de líquidos
Errores de flujo
Arrastre de gas o emulsiones
Fuente: Petroleum Engineering Handbook. Vol 1. Cap 4.

19. Recomendacionesgeneralesparael acondicionamientodel
pozoen la tomade muestras
Muestras de fondo de pozo:
• Iniciar con altas tasas de flujo para aumentar el área de drene y permitir la
liberación de gas libre.
• Posteriormente reducir el área de drene haciendo fluir el pozo a la menor tasa
posible durante 4 días.
• Cerrar el pozo durante una semana para que el gas liberado se solubilice en el
aceite.
Muestras separador:
• Producir el pozo al menos 3 días a su gasto normal.
• Medir continuamente las tasas de flujo del líquido y gas.
• Asegurarse que se tiene un flujo estable y tan bajo como sea posible.
Muestras de cabeza de pozo
• Aumentar la presión en la cabeza del pozo por arriba de la presión de
saturación del fluido del yacimiento.

20. Controlde calidadde las muestras
Muestras de fondo de pozo
• Al abrir la muestra se registra la presión a temperatura
ambiente. Debe ser acorde a la presión a la cuál se cerro
el cilindro en el sitio de muestreo.
• Para detectar si la muestra contiene agua, se remueven 5
ml de muestra de cada lado. En caso de que si, se
remueve hasta sólo fluido de yacimiento.
• Se toman 10 ml de muestra y se flashea a condiciones
atmosféricas y se realiza un análisis de cromatografía de
gases para determinar si la muestra viene contaminada
con fluidos de perforación

21. Controlde calidadde las muestras
Muestras de separador
• El laboratorio debe medir la presión de
apertura y verificar que sea compatible
con la presión de cierre en campo.
• Se debe considerar que si el cilindro es
abierto a una temperatura menor que la
campo, entonces la presión también
será menor.

22. Las muestrasde separadordebenser tomadasa
condicionesde equilibrio
Si las muestras son tomadas al
equilibrio en el separador,
entonces el gas se encontrará
en su punto de rocío y el aceite
en su punto de burbuja. Al
construir la envolvente de fases
del gas y del aceite del
separador, ambas curvas
deben intersectarse a las
condiciones de operación del
separador.

23. Bibliografíarecomendadaparatomade muestras
Sampling Petroleum Reservoir Fluids
API Recommended Practice 44
Second Edition, April 2003

24. Análisiscomposicional
Cromatografía de gases (GC)
Punto de ebullición real (TBP)
La composición de las muestras de aceite se puede realizar mediante:
La composición de una muestra en fase gas sólo se puede realizar con GC.

25. Análisispor cromatografíade gases
Resultados proporcionados:
• Composición másica
No se proporciona el peso
molecular de los pseudo
componentes
• La muestra de aceite se calienta a 120 °F
aproximadamente y se flashea a presión
atmosférica.
• Se analiza la composición del gas y el
líquido en un cromatógrafo de gases.
• Con la composición del gas y del aceite, se
realiza un recombinado matemático de las
muestras para obtener la composición del
fluido a condiciones de yacimiento.

26. Calculosde composiciónmolar
La fracción mol de cada componente de
cada fase se obtiene mediante:
𝑧𝑖 =
𝑤𝑖
1
𝑛 𝑤𝑖
𝑀𝑖
Donde el peso molecular del
pseudocomponente esta dado por:
𝑀𝐶+
=
𝑤𝐶+
1
𝑀𝑜
− 1
𝐶+−1 𝑤𝑖
𝑀𝑖
Recombinado de las muestras a condiciones de yacimiento

27. Composiciónde unamuestrade gas obtenidaporanálisis
cromatográfico

28. Propiedadesgeneralizadaspara C6+
Katz, D.L. and Firoozabadi, A., Predicting phase behavior of condensate/crude-oil systems using methane interaction coefficients, J.
Petroleum Technol. 20, 1649–1655, 1978.

29. Análisispor puntoreal de ebullición(TBP)
Columna de destilación

30. Breve repasode propiedadesvolumétricas
𝛾 =
𝜌𝑃𝑠𝑐,𝑇𝑠𝑐
𝜌𝑟𝑒𝑓𝑃𝑠𝑐,𝑇𝑠𝑐
𝛾𝐴𝑃𝐼 =
141.5
𝛾𝑜
− 131.5
𝑉
𝑜𝑇,𝑃
𝑉
𝑜𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝐵𝑜 =
𝑉
𝑔𝑇,𝑃
𝑉
𝑔𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝐵𝑔 =
𝑉𝑔𝑑𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝑉
𝑜𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝑅𝑠 =
𝑦𝑖
𝑥𝑖
𝑅𝐺𝐴 =
𝑉
𝑔𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝑉
𝑜𝑇𝑠𝑐,𝑃𝑠𝑐
𝐾𝑖 =
𝑉
𝑔𝑟𝑒𝑎𝑙
𝑉
𝑔𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙
𝑍 =

31. Diagramade fases de unamezclade hidrocarburos
Cricondenbara
Punto critico
Cricondenterma
Curva de burbuja
Curva de rocío
Líneas de calidad
Zona de condensación
retrograda

32. Clasificaciónde los fluidosde yacimientospetrolerosde
acuerdoa su diagramade fases

33. Propiedadesde los fluidospetroleros
Correlaciones
Ecuación de Estado
Fácil manejo
Errores de hasta 40%*
Permite análisis de formación de
sólidos
Compleja
Alto tiempo de computo
Propiedades del
Fluido
No permiten análisis de formación de
sólidos
Alta precisión
*(L. Rosenegger, 1999) Comparison of PVT Properties from Equation of State Analysis and PVT Correlations for Reservoir Studies

34. CapacidadpredictivadecorrelacionesydelaEoSdePR(análisisdeL.
Rosenegger,1999)
(L. Rosenegger, 1999) Comparison of PVT Properties from Equation of State Analysis and PVT Correlations for Reservoir Studies