El documento describe el origen y composición del petróleo. Se explica que el petróleo se forma a partir de la descomposición de organismos antiguos enterrados en depósitos sedimentarios marinos. Con el tiempo, y bajo altas presiones y temperaturas, estos restos se transformaron en los hidrocarburos que componen el petróleo, el cual se encuentra en yacimientos subterráneos atrapados entre rocas porosas y impermeables. También se clasifican los diferentes tipos de petróleo según su composición e identific

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EL PETROLEO
El petróleo es una mezcla en la que coexisten en fases sólida,
líquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos, que
reciben este nombre por estar constituidos principalmente por
átomos de hidrógeno y carbono, aunque también incluyen en sus
moléculas pequeñas proporciones de otros elementos como el
nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. El petróleo es un
producto natural inmerso en los poros de rocas sedimentarias, se
le atribuye un valor mineral y es susceptible de generar, a través
de procesos de transformación industrial, productos de alto valor,
como son los combustibles, los lubricantes, las ceras, los
solventes y los derivados petroquímicos.
Origen del petróleo
El problema del origen del petróleo ha sido por mucho tiempo un
tópico interesante de investigación. Se sabe que su formación
está asociada al desarrollo de rocas sedimentarias, depositadas
en ambientes marinos o próximos al mar, y que es el resultado
de procesos de descomposición de organismos de origen vegetal
y animal que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos
depósitos. De acuerdo con algunas teorías, dichos organismos se
acumularon en el fondo de mares internos (lagunas marinas),
donde las bacterias descompusieron los constituyentes
carbohidratos en gases y materias solubles en agua, siendo de
esta manera desalojados del depósito, mientras que los
constituyentes de tipo ceroso y graso permanecieron. La acumulación de capas geológicas sobre los depósitos generó condiciones
de alta presión y temperatura,
promoviendo reacciones de los
componentes residuales de los
organismos originales, que llevaran
a la formación de lo que hoy
conocemos como petróleo. La
continuada exposición a alta
temperatura terminó por provocar
reacciones de descomposición
térmica, y así se formaron los
compuestos olefínicos (que están
constituidos por cadenas de átomos
de carbono con cuando menos dos
de ellos unidos con doble ligadura,
y asociados también a átomos de
hidrógeno; estos compuestos
forman el protopetróleo). Las
olefinas del protopetróleo, en
presencia de catalizadores
naturales presentes en los mismos
yacimientos, se polimerizan
(reacciones en las que moléculas
del mismo tipo se unen
sucesivamente para constituir otras
de mayor tamaño, dando origen a
compuestos de cadenas lineales de
átomos de carbono asociados a
hidrógeno, que reciben el nombre
de parafinas, y cadenas ramificadas que son las isoparafinas), y se ciclisan (reacciones en las que los átomos de carbono de las
moléculas originales se unen formando anillos para constituir compuestos que se denominan nafténicos cuando las uniones entre
los carbones son sencillas, y aromáticos cuando las uniones son sencillas y dobles en forma alterna). De esta manera terminan de
constituirse las diferentes familias de hidrocarburos que aparecen en el petróleo: parafinas, isoparafinas, olefinas, naftenos y
aromáticos, nombres genéricos de una enorme variedad de compuestos que se diferencian por su tamaño y estructura, y que se
integran en soluciones líquidas, asociadas a un gas al que se conoce como gas natural que está constituido por los hidrocarburos
más sencillos como el metano, (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8) y butano (C4H10). Se generan además compuestos
particularmente complejos, denominados asfáltenos, que no son solubles en el resto de los componentes y se integran formando
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una suspensión coloidal estable al rodearse de moléculas de tamaño ligeramente inferior, las que a su vez y en forma sucesiva se
rodean de otras cada vez menores para constituir un todo continuo.
Caracterización y clasificación del petróleo Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los
hidrocarburos que integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan, entre las que es de particular
importancia por su influencia determinante en los procesos de separación que ocurren en las operaciones de transformación
industrial, el punto normal de ebullición, que es la temperatura a la que una sustancia empieza a hervir a condiciones de presión
atmosférica.
La proporción de las familias de hidrocarburos (parafinas,
isoparafinas, naftenos y aromáticos) que ocurren en el petróleo
depende también del número de átomos de carbono y por lo tanto del punto de ebullición de los componentes.
Esta proporción es también dependiente de las características muy particulares de cada petróleo. Por este concepto, se pueden
tener petróleos de base parafínica, nafténica o intermedia, clasificación que aplica individualmente a las fracciones ligera y pesada
del
petróleo. Otra clasificación del petróleo se basa en su
densidad, que se expresa en g/cm3 o en grados API, que es una unidad que adoptó la industria petrolera, y se relaciona con la
anterior de la siguiente manera: °API=141.5/(g/cm3)-131.5 La viscosidad es otra propiedad importante para la clasificación de los
diferentes tipos de petróleo; es una medida de la resistencia al flujo de un fluido, siendo la unidad de medición común el poise o el
centipoise (=.01 poises). De acuerdo a estas propiedades, el petróleo puede clasificarse en ligero o pesado. Por ejemplo, el
petróleo crudo mexicano Istmo es ligero y el maya se encuentra en los límites de ligero-pesado.
Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras propiedades, estos
compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiente de la temperatura de ebullición).
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Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo
peso molecular), de tal manera que conforme se aumenta la temperatura, los componentes más pesados van
incorporándose al vapor. Las curvas de destilación TBP (del inglés "true boiling point", temperatura de ebullición real)
distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden obtener de los productos por
separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26%
volumétrico de gasolina, en el Maya sólo se obtiene 15.7%
El Petróleo se encuentra en el subsuelo impregnado en formaciones porosas de tipo arenoso o calcáreo y se puede
encontrar en los tres estados físicos de la materia: Solidó, Líquido y Gaseoso, y dependiendo de la composición,
presión y temperatura a la que se encuentren.
Los pozos solo producen del 20 al 25% del petróleo embebido en las rocas y otro 20% a veces un poco más
recurriendo a procesos de recuperación secundaria.
El petróleo es una mezcla de compuestos en su mayoría carbón del 70-75%, hidrogeno 10-14% (por eso se llaman
hidrocarburos), y en pequeñas cantidades azufre 0-6%, oxigeno 0-0.5%, nitrógeno 0-0.7%.
TIPOS DE PETROLEO DE ACUERDO A SU COMPOSICIÓN.-
A. PARAFINICOS.- Alto contenidos en parafinas como metano y propano (EE.UU. y LIBIA).
B. NAFTENICOS.- Abundantes en ciclo pentanos y otros naftenos (CALIFORNIA, GOLFO DE MEXICO Y
VENEZUELA).
C. AROMATICOS.- Con alto contenido de benceno, tolueno y otros aromáticos (INDONESIA).
D. SULFUROSOS.- Alto contenido de H2S y mercaptanos (MEDIO ORIENTE).
PRODUCTOS PRINCIPALES DEL PETROLEO.
Materia Prima Productos primarios Productos secundarios
Petróleo Productos Gaseosos Gas natural, Gas Licuado.
Crudo
Destilados Ligeros Gas solvente, Gasolina, Gas Nafta.
Destilados Medios Turbosina, Querosina, Diesel.
Destilados Pesados Vaselina, Lubricantes, Grasas y Parafinas.
Residuos Combustoleo, Asfalto y Residuos Pesados
CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DEL GAS NATURAL.
Cómo se forma el Gas Natural
Hoy en día todavía se presume que el petróleo y el gas natural son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones
sufridas por materia orgánica provenientes de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas
temperaturas y presiones durante millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen dicha materia orgánica.
Teoría Inorgánica:
Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos químicos como el carbono y el hidrógeno
sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra.
Teoría Orgánica:
Según esta teoría, el petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya
estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas
presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente.
El proceso completo de transformación, mediante el cual la materia orgánica se convierte en hidrocarburos, no se conoce, ya que
no es posible reproducir en un laboratorio los millones de años que se requieren para transformar la materia orgánica en petróleo
y gas natural.
El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras geológicas denominadas trampas.
Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa (o con espacios porosos) que se llama roca
yacimiento
La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del
gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas) o estratigráfico (lentes, acuñamientos de rocas
porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos).
Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que
impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar.
Aunque generalmente se encuentra asociado al petróleo, existen yacimientos donde el principal producto es el gas y a los cuales
se les denomina yacimientos gasíferos.
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TRAMPA DE HIDROCARBUROS
Tipos de Trampas: Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:
Trampas Estructurales:
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y
plegamientos
Trampas Estratigráficas:
Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha
desaparecido la continuidad de una roca porosa.
Trampas Mixtas:
Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas
DIAGRAMAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE TRAMPAS.
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Yacimientos de Petróleo:
En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto
secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la
temperatura del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados*
cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de
temperaturas y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de
gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una
capa de gas sobre el petróleo.
En yacimientos de petróleos no saturados* también se desarrolla la capa de
gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descendentes la
presión. La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día,
proviene de yacimientos de gas en solución.
DIAGRAMA YACIMIENTO DE PETROLEO
Yacimientos de Gas-Petróleo:
Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la
capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que
contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los
pozos.
Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir
espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de
gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes
adicionales de petróleo.
DIAGRAMA YACIMIENTO GAS PETROLEO
Yacimientos de Condensados:
En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y
composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se
dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el
nombre de gas húmedo*.
Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que
el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de
película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser
extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la
presión del yacimiento.
DIAGRAMA DE UN YACIMIENTO DE GAS HUMEDO
Yacimientos de Gas Seco:
En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen
hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman
líquidos por los cambios de presión y temperatura.
El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que
ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da
con la presión del embace.
DIAGRAMA DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO
Yacimientos de Gas Asociado:
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El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-
petróleo y de condensado, recibe el nombre de gas asociado*, ya
que se produce conjuntamente con hidrocarburos líquidos.
El gas que se genera en yacimientos de gas seco* se
denomina gas no asociado o gas libre* y sus partes líquidas son
mínimas.
DIAGRAMA YACIMIENTO DE GAS ASOCIADO.
Cómo se puede encontrar un Yacimiento
Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue una serie de pasos, con
la finalidad de ubicar el sitio con mayores posibilidades de comprobarlas y posteriormente de extraerlas. El principal trabajo del
geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes
métodos de exploración, siendo los más importantes:
Métodos Geológicos:
Consisten en estudiar las rocas superficiales buscando indicaciones directas como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas; y
aplicar la geología de superficie para verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, e
interpretar la existen de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus efectos en el terreno. Con este fin
también se utilizan las fotografías aéreas.
Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un mapa de relieve.
Sobre este mapa, los geólogos grafican los datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo y sus posibilidades
Dónde se encuentra el Gas Natural
petrolíferas.
El petróleo y el gas natural no se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, bolsas o ríos; están contenidos en los
Método Gravimétrico:
espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar
dónde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales geólogos y geofísicos. Fue descubierto en Estados Unidos a
Mide las variaciones de la fuerza gravitacional en función de las
principios del siglo XVII, aunque se tiene la certeza de que fue conocido en otras partes del mundo muchos siglos antes.
densidades de las rocas.
De cientos de campos productores de hidrocarburos que se analizan, los investigadores han llegado a la conclusión de que hacen
Método Magnético:
falta las siguientes condiciones para que se de una acumulación de gas o petróleo:
Roca Madre: el material del cual se forma.
Registra las variaciones locales del campo magnético y según
esto, puede determinarse la distribución de las rocas que
contienen diferentes propiedades magnéticas.
Migración: movimiento de hidrocarburos de la roca madre a la
Método Sísmico de Reflexión:
roca recipiente, siguiendo vías de porosidad y permeabilidad
que permitan su movimiento.
Mide las propiedades de las rocas para transmitir las ondas
acústicas provenientes de un detonante, las cuales viajan más
rápido en rocas duras y compactas que en rocas blandas.
Sincronización Geológica: para permitir que exista la trampa
para el momento en que ocurra la migración.
El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañado de otros hidrocarburos, que se aprovechan en los procesos de
extracción y en el procesamiento de los productos principales. Es por ello que dependiendo de que producto los acompañe, se les
denomina gas seco o gas húmedo.
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Si el gas en los yacimientos contiene propano, butano y fracciones más pesadas en cantidad suficiente, se le denomina gas
húmedo, y si es mayormente gas metano, se le denomina gas seco.
Esta clasificación se debe a los cambios orgánicos que tienen lugar en los yacimientos y que dan como resultado otros derivados
líquidos, con niveles de ebullición tan altos como el de la gasolina y una clasificación bien elevada de gases para utilización tanto
industrial como doméstico. Además, la definición con estos tipos de gas se deduce del tipo de pozo de los cuales se extrae, toda
vez que dependiendo de sus componentes principales, se dirá que es seco o húmedo.
La primera vez que se registró el uso de gas como combustible fue alrededor del año 900 después de Cristo, cuando los chinos
transportaron gas natural a través de tuberías de bambú y aprovecharon el gas para el alumbrado público. La gran explotación de
nuestros campos de gas natural, dio el ímpetu final a la industria del gas como la conocemos actualmente.
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Perforación
Una vez que los yacimientos de gas son ubicados, se
procede a la explotación y a la comercialización del
producto.
Para perforar un yacimiento de gas, se utiliza la
misma tecnología de perforación aplicada para el
petróleo.
Sin embargo, en la perforación de los yacimientos
de gas, se presentan mayores riesgos operacionales
que en la de los petrolíferos.
La baja densidad del gas le permite mezclarse con
mayor facilidad con el lodo de perforación, lo que
tiende a reducir la densidad de éste y por lo cual hay
que tomar mayores precauciones en dichas
operaciones.
Para poder determinar la cantidad de gas que
contiene cada yacimiento, así como para determinar
sus características, se realizan pruebas de
evaluación. Estas pruebas suministran información
sobre la presión y el flujo de los yacimientos en
función del tiempo y permiten estimular las reservas
y su taza de agotamiento.
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Perforación de un Pozo de Gas Natural o uno de Petróleo
Después que el geólogo ha reunido toda la información necesaria y bajo cuidadoso estudio concluye indicando las áreas más
pertinentes y prometedoras para una acumulación comercial de hidrocarburos, se procede a perforar un pozo que es hoy en
día, la única manera de localizar un yacimiento de petróleo o de gas natural.
Perforación con herramienta de cable a percusión:
Este método fue el primero utilizado en la industria del petróleo y consiste en una mecha o barrera cortante que se levanta con
un cable y se deja caer dentro de un agujero para continuar ahondándolo más, hasta llegar a los niveles rocosos donde se
encuentran los hidrocarburos. Esta técnica no se utiliza en la actualidad.
Perforación rotatoria:
La perforación la realiza una barrera de acero cortante enroscada en el extremo inferior de una tubería de acero, la cual se
hace dar vueltas a una velocidad determinada con una fuerza de apoyo sobre las rocas, de tal manera que se va haciendo el
hueco, profundizando y enroscando más tubería por el extremo superior.
Luego que se llega a la profundidad recomendada por los geólogos e ingenieros, sigue una técnica conocida como terminación
del pozo, la cual consiste en una serie de operaciones hasta la instalación del equipo que lo pondrá a producir, bien sea
petróleo o gas, según el producto predominante.
Colocadas las tuberías por donde producirá el pozo, se le acopla en la superficie un sistema de válvulas y conexiones para
controlar el flujo del pozo, al cual se le conoce como árbol de navidad*.
Actualidad del gas natural.
El crecimiento económico va acompañado de un aumento del consumo energético. Así, ambos han variado en el tiempo: con
diferentes fuentes energéticas, diferentes cantidades consumidas y explotadas y diversas estimaciones de reservas a lo largo del
último tiempo.
El carbón se usa cada vez menos, buscándose formas de energía alternativas, pero es el petróleo, él que ha ocupado el primer
lugar en el consumo mundial desde algunas décadas. Así, el mercado energético ha estado en manos de los países que cuentan
con mayor cantidad de éste, fijando sus precios por aumento o reducciones en su producción. Intentos de competencia, (ya sea
por tecnologías que lleven a su menor uso) son difíciles, pues sus costos de producción son bajos, y sus reservas de crudo muy
altas.
Por otro lado, la tendencia mundial actual, en los países industrializados es una alta preocupación por el medio ambiente, de
forma de lograr un desarrollo sustentable, y no sólo un crecimiento económico, para que las futuras generaciones tengan al
menos, las mismas capacidades o superiores, de satisfacer sus necesidades, que las de la generación actual. Por lo que se busca
combustibles no contaminantes, lo que ha llevado a un aumento del consumo de gas natural. La tendencia del mercado mundial
del gas natural aún no está del todo clara, pues por una parte la alta necesidad de inversión para su transporte y utilización, limita
a los países en desarrollo, y además siempre está presente la amenaza de que los países con más altas reservas formen un cartel
como el de la OPEP.
De esta manera, las tendencias actuales, muestran que el consumo de petróleo se mantendrá alto, y sólo en la medida que los
países en vías de desarrollo alcancen desarrollos sostenidos, se podrá ir avanzando hacia tecnologías que utilicen combustibles o
fuentes energéticas menos contaminantes.
Definición de gas natural.
El gas natural es una moderna fuente de energía de origen fósil, es una de las más limpias y abundantes del planeta. Se
encuentra en el subsuelo y procede de la descomposición de materia orgánica atrapada entre estratos rocosos.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que, a temperatura ambiente y presión atmosférica permanecen en estado
gaseoso. Está compuesto principalmente por metano y cantidades progresivamente menos de etano, propano e hidrocarburos
superiores.
Existen diversas denominaciones que se le da al gas natural y por lo general se asocia a los compuestos que forman parte de su
composición. Por ejemplo cuando en el gas hay ácido sulfhídrico a niveles por encima de 4 ppm por cada pie cúbico de gas se dice
que es un gas “amargo” y cuando su composición desciende a menos de 4 ppm se dice que es un gas “dulce”. Un gas “húmedo”
tiene la característica de contener en su composición un alto porcentaje de hidrocarburos líquidos, y cuando el gas viene
acompañado de grandes cantidades de aceite crudo se dice que es un gas “asociado”. A veces el gas natural contiene el límite de
capacidad de agua que puede retener a condiciones específicas de presión y temperatura entonces se le da el nombre de “gas
saturado”.
Según sea el contenido de gasolina se le denomina gas rico o gas pobre. Como zona límite entre ambas categorías puede
establecerse una banda comprendida entre 10 y 20 litros de hidrocarburos condensables (gasolina) por cada 1000 m3 de gas.
Componentes del gas natural.
No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia
composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento pueden tener una composición diferente entre sí, también la
composición del gas varía conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas
que es extraído, para adecuar los equipos a la nueva composición y evitar problemas operacionales.
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El gas natural está compuesto principalmente por metano en proporciones que oscilan entre
el 80% y el 90% en volumen, y aun más; el resto son hidrocarburos de orden superior, parafínicos
en su casi totalidad con algunos isoparafínicos.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos, muchas veces presenta diferentes
impurezas las cuales hay que eliminar ya que estas pueden provocar daños al medio ambiente,
corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas.
El gas natural no contiene olefínicos, hidrocarburos éstos que se originan en procesos de
destilación destructiva o reforming.
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus
componentes, aunque también puede ser expresada en por ciento mol, en por ciento en volumen o por ciento en peso.
La tabla 1 nos muestra los componentes que a menudo son encontrados en la composición del gas natural.
Tabla 1. Componentes del gas natural
CLASE COMPONENTE FORMULA
Hidrocarburos Metano CH4
Etano C2H6
Propano C3H8
n-Butano n-C4H10
i-Butano i-C4H10
n-Pentano n-C5H12
i-Pentano i-C5H12
Ciclo pentano C5H12
Hexanos y pesados C6+
Gases ácidos Ácido Sulfhídrico H2S
Dióxido de Carbono CO2
Gases Inertes Nitrógeno N2
Helio He
Argón Ar
Compuestos de azufre Mercaptanos R-SH
Sulfuros R-S-R’
Bisulfuros R-S-S-R’
Otros Agua H2O
Sulfuro de Fierro
Hidrocarburos
Los compuestos principales del gas natural son los hidrocarburos parafínicos desde el metano hasta el pentano, incluyendo los
isómeros del butano y pentano. En algunas ocasiones el gas contiene pequeñas trazas de compuestos cíclicos y hexano y más
pesados.
Gases ácidos
Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos donde es extraído el gas natural la presencia de
estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo” al gas natural. El ácido sulfhídrico, también conocido
como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Por su parte el dióxido de
carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la
frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante
puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, de aquí la propiedad corrosiva que el CO 2 presenta en
presencia de agua.
Gases inertes
Dentro de la composición del gas natural se puede incluir gases tales como el nitrógeno, helio, argón. Estos gases son muy
estables, y comúnmente encontrado en la composición del gas natural es el nitrógeno.
Compuestos de azufre
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Los compuestos de azufre que frecuentemente se encuentran en el gas natural son los mercaptanos. Los mercaptanos tienen la
formula general RSH donde “R” representa un radical de algún hidrocarburo al cual se le sustituye un hidrógeno por una molécula
de SH. Los casos típicos del mercaptano los podemos representar como:
CH3-SH METIL MERCAPTANO
C2H5-SH ETIL MERCAPTANO
Además de los mercaptanos, existen otros compuestos de azufre presentes en la corriente de gas. Estos pueden ser los sulfuros y
los bisulfuros. Los más comunes son el sulfuro de carbonilo “COS”, bisulfuro de carbono “CS2” y el tiofeno, el cual es un
compuesto insaturado que tiene la forma HC=HC-S-HC=HC.
Agua
En todos los yacimientos de gas natural y aceite la presencia de agua es inevitable. Parte de esta agua es libre, es decir, se
encuentra en forma líquida y puede ser removida pasando el gas a través de un separador. Después de remover el agua libre, el
gas todavía contendrá agua en fase de vapor. La capacidad del gas para retener agua esta en función de la propia composición
del gas, pero es también afectada por la presión y la temperatura de este. El agua en el gas natural es un contaminante
perjudicial, solo cuando está presente en la fase líquida, ya que bajas concentraciones de vapor de agua suelen manejarse en
plantas y gasoductos sin efectos dañinos, mientras que en altas concentraciones solo pueden ser manejadas en la fase vapor. Sin
embargo, la mayoría de los gasoductos operan en rangos de presión y temperatura variables, lo cual origina que parte del vapor
de agua cambie a la fase líquida.
El agua mezclada con gases ácidos provoca corrosión. Esta y otros agentes con el tiempo corroen y causan graves daños a las
tuberías y recipientes por donde pasa el gas. El agua con hidrocarburos a bajas temperaturas forma hidratos o bloques de hielo en
tuberías, válvulas o recipientes. Los hidratos se forman a bajas temperaturas, cuando el gas esta sobre presionado, y obturan
completamente las líneas de transmisión de gas. En general, el agua en plantas de proceso y tuberías, es indeseable debido a
varios factores como son:
I. Reducción de capacidad.
II. Problemas de corrosión.
III. Formación de hidratos.
Propiedades del gas natural.
La importancia del estudio de las propiedades de los gases radica en la determinación de su comportamiento con el fin de obtener
cálculos precisos para el diseño de equipos de transporte o procesos del gas. En el estado gaseoso las moléculas tienen a
comportarse como partículas independientes y ocupan todo el recipiente que lo contenga, esto es debido a la energía interna que
poseen las moléculas.
Densidad del gas natural
En un determinado volumen las moléculas de gas ocupan cierto espacio. Si aumenta el volumen (imaginemos un recipiente lleno
de aire al que lo exponemos al calor aumentando su temperatura), la cantidad de moléculas (al tener mayor espacio) se
distribuirán de manera que encontremos menor cantidad en el mismo volumen anterior.
Podemos medir la cantidad de materia, ese número de moléculas, mediante una magnitud
denominada masa. La cantidad de moléculas, la masa, no varía al aumentar o disminuir (como
en este caso) el volumen, lo que cambia en la relación masa-volumen. Esta relación de
denomina densidad (δ).
La densidad es inversamente proporcional al volumen (al aumentar el volumen, manteniendo constante la masa, la densidad
disminuye) pero directamente proporcional a la masa (si aumentamos la masa, en un mismo volumen, aumentamos la densidad).
El concepto de densidad o sea la masa por unidad de volumen se sustituye en las aplicaciones técnicas por el peso especifico, o
peso por unidad de volumen.
El peso específico del gas es función de la temperatura y la presión según lo indican las leyes del gas perfecto, lo cuan indica que
para expresar el peso específico debe siempre hacerse referencia a la presión y temperatura a la cual se mide.
En la industria del gas no es ésta la forma corriente de expresarla, sino que se usa el concepto de densidad relativa respecto al
aire.
La densidad relativa respecto al aire en la relación entre los pesos específicos del gas y del aire a la misma presión y temperatura.
Por ser una relación carece de dimensión y solo se expresa por un número.
Cuando se da un número como densidad de un gas, por ejemplo 0.62 debe entenderse que se trata de densidad respecto al aire y
que se refiere a presión atmosférica y 15 °C. Se le suele completar con el agregado de: aire=1. Por consiguiente esta aclaración
justificará que en adelante se emplee el término densidad, tal como se hace comúnmente en la industria, sin ajustarse
estrictamente a su real significación.
La densidad del gas natural depende de su composición. Un gas pobre o seco, es decir sin hidrocarburos condensables, tendrá
una densidad baja que se aproxima a la del metano: 0.55 (aire=1).
En cambio un gas rico al cual se le a extraído gasolina podrá tener una densidad apreciablemente mayor, por ejemplo 0.8. La
densidad común de un gas al cual se le ha extraído gasolina y que no contenga CO2 es del orden de 0.6 a 0.63.
En la siguiente tabla se indica la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire.
Gas Densidad Relativa (aire=1)
Metano 0.5539
Etano 1.0382
Propano 1.5224
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12. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
Butano 2.0067
EL GAS NATURAL Y EL MEDIO AMBIENTE
El metano como combustible y el aire como comburente generan una de las
combustiones más perfectas: CO2 (dióxido de carbono) emitido por el gas
natural al quemarse es menor al producido por otros combustibles.
Desde esta óptica ecológica es el único combustible que asegura valores de emisión de contaminantes (SOx y COx) ACEPTABLES
para el medio ambiente sin requerir de filtros ni equipos especiales para el tratamiento de los productos de combustión.
El gas natural es un combustible que por su composición química (mas del
90% de metano) produce la menor cantidad de gases generadores del efecto
invernadero que cualquier otra fuente de energía. Emite cerca del 40 al 50%
menos CO2 que el uso del carbón y cerca del 25% menos que cualquier otro
combustible líquido derivado de los hidrocarburos. Por lo tanto, el metano
liberado al ambiente por la operatoria de la industria del gas a nivel mundial
(producción, transporte y distribución) sumado a la producción natural del
metano (seres vivos) contribuye tan solo en un 13% al efecto invernadero.
El gas natural es cada día mas utilizado porque logra una mayor eficiencia energética con menores niveles de contaminación.
Su aplicación mas conocida es la generación de calor. Sin embargo, el gas
natural brinda por sus características técnicas, económicas y ecológicas
excelentes rendimientos y una amplia gama de alternativas en diversos usos
domésticos e industriales.
EL GAS NATURAL EN LA REGION MARINA
México actualmente es una potencia mundial en la producción de gas natural, sin embargo no ha igualado los estándares de
producción de las grandes potencias donde la producción es aprovechada hasta en un 99%. De acuerdo con el anuario estadístico
de PEMEX en el año 2003 las reservas probadas de gas son de aproximadamente de 14,985 billones de pies cúbicos, equivalentes
a 14.985 trillones de pies cúbicos, o bien 0.424 trillones de metros cúbicos. En comparación el campo de gas natural biogénico
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13. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
mas grande del mundo ubicado en Urengoy en la Unión Soviética contiene alrededor de 8 trillones de metros cúbicos (millones de
millones de metros cúbicos) o sea que Urengoy tiene 18 veces mas gas natural que la reserva de México.
El gas natural producido en México en su mayoría es termogenico, o se que se obtiene junto con el aceite crudo en pozos con
profundidades van de 2130 metros a 5,500 metros.
O sea que el gas termogenico se encuentra en rocas productoras a profundidades donde la temperatura sea superior a 150 C, el
gas termogenico puede estar entrampado y encontrarse como gas seco o gas húmedo.
La producción de gas natural actualmente es de 4,500 millones de pcsd, y el consumo es de 5,500 millones de pcsd, para el año
2006 PEMEX planea producir 6,700 millones de pcsd, para lo cual incrementara la producción de gas no asociado de la cuenca de
Burgos, la cual es actualmente de 1000 millones de pcsd.
La aplicación de las técnicas de la ingeniería petrolera en la explotación de los yacimientos tiene como objetivo aprovechar al
máximo la energía presente en los yacimientos. Históricamente la explotación de hidrocarburos se inicio con gran interés por el
crudo y poco por el gas, de ahí que antes fuera cosa común el observar campos petroleros poblados de quemadores de gas. Este
fenómeno que aun tiene lugar en la actualidad ha obedecido principalmente a que el precio del gas comparado con el crudo se ha
mantenido, por lo que la recuperación de las inversiones requiere mayor tiempo comparado con el aceite. A nivel mundial la
inversión por pozos en búsqueda de gas es del orden del 10 %, comparado con el aceite que es del 90 %.
El manejo de hidrocarburos presenta características diferentes según se trate de líquidos o de gases, estas están muy ligadas a los
conceptos de manejabilidad, seguridad y beneficio económico.
Además de separar el gas, es necesario comprimirlo para reducir su volumen que ocupa en las condiciones superficiales normales.
Y para manejarlo en las condiciones de seguridad de las instalaciones, para el personal y para el ambiente, se requiere disponer
de instalaciones adecuadas cuya construcción depende básicamente del atractivo económico que ofrecen haciéndose rentables.
IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN EN LA REGION MARINA
Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y carbono principalmente, donde
cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar
presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se
encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus
características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se
requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y
tratamiento del aceite y gas.
La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación en la producción de hidrocarburos, depende
fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de
producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención de
productos estabilizados.
Para establecer las condiciones de separación mas apropiadas, de acuerdo a las características de los fluidos producidos, se tiene
que considerar las siguientes variables de control: el tipo, el tamaño y los dispositivos internos del separador, el tiempo de
residencia del aceite, las etapas de separación, las presiones y temperaturas de operación y el lugar de instalación de los
separadores, por citar algunos ejemplos. Es evidente que existirá una combinación de todas estas variables que nos permita
obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de
los objetivos de producción establecidos. Estos objetivos están orientados a la obtención de:
Alta eficiencia en la separación del aceite y gas. Esta eficiencia en un separador depende fundamentalmente de su diseño.
Las características de los fluidos y los gastos determinan el tipo y las dimensiones del separador para cada caso particular.
Mayores ritmos de producción. Cuando las condiciones de explotación de los campos productores son favorables, el ritmo de
producción de sus pozos puede aumentarse reduciendo su contrapresión en la superficie. La menor contrapresión, y por
consiguiente el mayor gasto, se obtiene colocando los separadores lo mas cercanamente a los pozos, ajustando simultáneamente
su presión de operación al valor mínimo que las condiciones de producción lo permitan; lo anterior sucedería cuando la presión en
la cabeza del pozo es controlada por la presión del separador (cuando no tiene estrangulador). En caso de tener pozos
estrangulados, lo que se logra es mantener un mayor tiempo de afluencia de los pozos a la etapa de separación correspondiente.
Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación del pozo, las cuales son determinadas por medio de un
análisis previo en el que se deben involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en las pruebas de presión
y de producción.
Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos. Debido a que los hidrocarburos de mayor valor comercial son los líquidos,
frecuentemente la eficiencia del proceso de separación se relaciona con la cantidad de hidrocarburos licuables que contiene la fase
gaseosa que abandona los separadores. Para reducir al mínimo esta cantidad de líquidos es necesario generalmente realizar el
proceso de separación en varias etapas; es decir que el líquido desalojado del primer separador pase por otros que operen a
presiones reducidas secuencialmente, hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde en forma natural se efectúa la última
etapa de separación, a la temperatura y presión ambiente. En esta forma también se obtiene un mayor grado de estabilización del
aceite y gas separados. La cantidad de líquido recuperable puede obtener simulando el proceso de separación en el laboratorio, o
matemáticamente mediante el empleo de ecuaciones de estado, si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos
producidos.
Menores costos por compresión de gas.- En la determinación de las presiones de separación de un sistema en etapas, se
puede establecer como meta esencial, la minimización de costos de operación mantenimiento e inversión por el equipo de
compresión, el cual se requiere para transportar y entregar el gas producido a las condiciones requeridas por petroquímica. En
general los costos por este concepto resultan bastantes significativos, debido esencialmente a los siguientes factores:
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14. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
 Los volúmenes de gas que se separan en las baterías de recolección son con frecuencia elevados, especialmente cuando se
manejan fluidos producidos de yacimientos con aceite volátil, que se caracteriza por tener factores de volumen y relación gas-
aceite generalmente mayores de 1.7 m3/m3 y de 1200 pie3/bl respectivamente.
 La presión a la que debe llegar el gas a las plantas de endulzamiento es del orden de 1000 lb. /pulg 2 (70 Kg. /cm2), esto es
por especificaciones de diseño de las propias plantas. Debido a que la distancia entre las estaciones de recolección y las
plantas de endulzamiento es considerable, se requiere que al gas le sea suministrada cierta energía adicional para enviarlo a
la planta con la presión especificada.
Aceite y gas estabilizado.- A fin de que el aceite no experimente pérdidas sustanciales por evaporación durante su
almacenamiento, al ser manejado a condiciones superficiales en las refinerías, o al cargar los buques para su exportación, es
necesario estabilizarlo previamente. El aceite se estabiliza ajustando su presión de vapor de modo tal que esta sea menor que la
atmosférica a la temperatura máxima esperada en el medio ambiente.
Un gas estabilizado no formará condensados al quedar sometido a los cambios de presión y temperatura que experimentará
durante su transporte por tuberías superficiales. Los condensados se forman al disminuir la temperatura de un gas y/o al
incrementar su presión, por lo tanto, el gas se estabiliza eliminando los componentes que pudieran llegar a condensarse al ser
manejado posteriormente.
En esta forma se ajusta su temperatura de rocío a la presión máxima de operación del gasoducto que lo transportara. Si el gas no
es estabilizado, el agua y los hidrocarburos condensados pueden ocasionar problemas de corrosión, represionamiento en las líneas
e instalaciones, formación de hidratos, incrustaciones de sales y una disminución en la capacidad de transporte de los gasoductos.
En la práctica, una vez establecido el ritmo de producción, se optimizan las presiones y número de etapas de separación con el fin
de recuperar el mayor volumen de líquidos, sin descuidar los aspectos de estabilización y compresión del gas.
Debido a la naturaleza multicomponente de los fluidos producidos, conforme más alta sea la presión a la cual se realiza la primera
etapa de separación, se obtendrá una mayor cantidad de líquido en el separador, pero si esta presión es demasiado alta muchos
componentes ligeros permanecerán en la fase líquida y serán liberados hacia la fase gaseosa en el tanque de almacenamiento, por
otro lado si esta presión es demasiado baja, muchos componentes no permanecerán estables en el líquido, siendo liberados y
arrastrados por la corriente de gas. Por esto, es muy importante seleccionar adecuadamente las presiones de separación y el
número de etapas, para encontrar un punto de equilibrio que sea económicamente rentable.
OPERACIÓN Y OBJETIVO DE UNA BATERÍA DE SEPARACIÓN, SISTEMA DE MEDICIÓN Y SERVICIOS
AUXILIARES DE UN COMPLEJO DE PRODUCCIÓN.
B A T E R I A : E s e l c o n j u n t o d e t u b e r í a s , m ec a n i s m o s , d i sp o s i t i v o s y ac c e s o r i o s ( c o l e c t o r e s , s e p a r a d o r e s y
t a n q u e s ) q u e p e r m i t e s e p a r a r , c o n t r o l a r , m e d i r y a l m a c e n a r t e m p o r a l m e n t e l o s f l u i d o s p r o d u c i d o s p o r el
conjunto de pozos que confluyen a ésta.
Finalidad
L a b a t e r í a d e s e p a r a c i ó n t i e n e c o m o f i n a l i d a d s e p a r a r e l g a s , ac e i t e , a g u a y l o s s ó l i d o s e n s u s p e n s i ó n
que producen los pozos.
Las baterías de separación son instalaciones convenientes para verificar la producción de un pozo o de
u n c o n j u n t o d e t e r m i n a d o d e é s t o s , l a s f u nc i o n e s d e u n a b a t e r í a d e s e p a r a c i ó n s o n m ú l ti p l e s , e n t r e l a s
cuales podemos citar:
Funciones
• Separar el aceite, gas, agua y los sólidos en suspensión.
• M e d i r l o s v o l ú m e n e s p r o d uc i d o s y a s e a i nd i v i d u a l m e n t e o d e t o d o s l o s p o z o s .
• Almacenar temporalmente el aceite producido.
• P e r m i ti r e l b o m b e o d e l o s l í q u i d o s h a c i a l a c e n t r a l d e al m a c e n a m i e n t o .
Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar la mezclas de petróleo
crudo y gas que provienen directamente de los pozos, la relación gas-aceite de estas corrientes disminuye en ocasiones, debido a
las cabezas de líquidos que repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente.
Las mezclas de crudo y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas:
A) Por lo generalmente los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo.
B) Hay tuberías en las que aparentemente se manejan solo líquidos o gas, pero debido a los cambios de presión y temperatura
que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases.
C) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos en las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.
Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son:
A) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado el gas se quema, y una cantidad
considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo de gas también es quemada, esto de transporte ocasiona
grandes pérdidas si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial.
B) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido,
ya que este ocasiona problemas, tales como: corrosión, y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de
presión y disminución en la capacidad de transporte de las líneas.
C) Como se menciona el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como Gasolinas Ligeras, las cuales se
deben recuperar ya que tienen un valor considerable, en la industria petrolera.
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15. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
El flujo de los pozos petroleros surge del yacimiento al exterior por energía natural a través de la tubería de producción hasta
llegar al cabezal del pozo; donde es controlado por un árbol con válvulas de estrangulamiento diseñado para resistir presiones
hasta de 350 Kg. /cm2.
Cada pozo en la plataforma de perforación esta conectado a un cabezal de prueba mediante válvulas, las cuales pueden desviar el
flujo de cualquier pozo del cabezal de producción al de prueba.
La línea proveniente de este cabezal entra al separador de prueba, localizado en la plataforma de perforación para ser usado en
aforos periódicos de cada pozo.
Después de medir el aceite y gas, a la salida del separador de prueba, son nuevamente combinados y conducidos al cabezal de
producción de la plataforma, para pasar al sistema de separación (Batería de separación) que se dividen en varias secciones que
son:
a. Separador de primera etapa.
b. Rectificador de primera etapa.
c. Separador de segunda etapa o tanque de balance.
d. Rectificador de segunda etapa.
El objetivo principal de estas secciones es la separación de las corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los
pozos.
En un complejo de producción, existe una diversidad de equipos, de los cuales mencionaremos los que se utilizan para la
separación de aceite y gas.
Descripción de un Separador.
Los separadores son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. A
continuación se describirán las partes de un separador.
Sección de Separación Primaria: En esta sección se separa la mayor porción de líquido de la corriente de gas, y se reduce la
turbulencia del flujo. La separación del líquido en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección del flujo. El cambio de
dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien instalando una placa desviadora a la
entrada. Con cualquiera de las dos formas se induce una fuerza centrifuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de
liquido.
Sección de separación secundaria: En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas.
Las gotas se separan principalmente por la gravedad y es mínima la turbulencia del flujo. Para esto, el separador debe tener
suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas a aspas alineadas para reducir aun más la turbulencia, sirviendo al
mismo como superficies colectoras de gota de líquido. La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las
propiedades físicas del gas y el líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de
turbulencia.
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16. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
Sección de Extracción de Niebla: En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron
eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En esta parte del separador se utiliza el efecto de choque o bien la
de la fuerza centrifuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logran que las pequeñas gotas de líquido,
se colecten sobre una superficie en donde sé acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la
sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.
El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta constituido generalmente por un conjunto de
veletas o aspas, por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.
Sección de Almacenamiento de líquidos: En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas.
Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar
en una operación normal. Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el separador. Esta
instrumentación está formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y la válvula de descarga.
La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea
arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador.
Aparte de las cuatro secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivos de seguridad tales como: una válvula de
seguridad y controles de contrapresión adecuados.
BATERÍA DE SEPARACIÓN Y SISTEMAS DE MEDICIÓN.
SECUENCIA DEL FLUJO EN LA BATERÍA DE SEPARACIÓN.
Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquidos y gas.
La mezcla de líquidos y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas:
A.- Por lo general los pozos producen líquidos y gas mezclado en un solo flujo.
B.- Hay tuberías en las que aparentemente se maneja solo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y temperatura que
se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases.
C.- En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.
El objetivo principal de un sistema de separación remoto, es hacer la separación de aceite y gas provenientes del aceite crudo de
un pozo productor.
Cada separador pertenece a un sistema de separación en etapas, tiene dos puntos principales de control de proceso que el de
control de nivel del líquido y el control de presión de separación.
Control de nivel de líquido:
Un separador tiene un sistema de control que mantiene su nivel de líquido constante regulando el flujo que sale del recipiente. La
función del sistema es abrir la válvula de control de nivel cuando este sube, de tal forma que una mayor cantidad de líquido
puede fluir afuera del recipiente; y cerrar la válvula de control cuando el nivel baja, de esta manera una cantidad menor del
liquido sale del separador. Este detecta los cambios de nivel en el flotador, y trasmite una señal neumática a la válvula de control
para abrir o cerrar según sea necesario, y en esta forma mantener el nivel bajo de operación normal.
El controlador de nivel tiene dos dispositivos los cuales son ajustados manualmente por el operador: un punto de referencia, el
cual regula la altura del líquido en el recipiente; y una banda proporcional que controla la sensibilidad del sistema de control.
El punto en el que el operador ajusta cada uno de estos dispositivos de control, puede explicarse de una manera más clara si se
considera el sistema de control en términos de sus funciones: abrir la válvula de control cuando el nivel sube, y cerrarla cuando
este baja.
La banda proporcional regula el movimiento de la válvula de control cuando hay un cambio en el nivel de líquido.
Control de presión:
La presión en un separador, es controlada por el flujo de gas que sale del recipiente. El sistema generalmente incluye un
controlador y una válvula de control. El controlador detecta la presión dentro del separador, y envía una señal neumática a la
válvula de control para que abra o cierre, permitiendo el flujo de gas en la cantidad necesaria para mantener la presión en el
punto de referencia del controlador. Este es ajustado por el operador a la presión que se ha establecido que debe funcionar el
separador.
El flujo proveniente de los pozos, entra al separador de primera etapa a través de las válvulas de entrada, las cuales son
accionadas por el control de nivel del separador de segunda etapa; los gases que se separan pasan al rectificador de primera
etapa, los líquidos provenientes del separador de primera etapa salen por la parte inferior del tanque y entran al separador de
segunda etapa, estos líquidos fluyen en función de las presiones de separación de los tanques.
El rectificador de primera, separa los condensados que se encuentran en el gas, descargando estos líquidos, en el tanque de
balance (separador de segunda etapa). El gas proveniente del rectificador es enviado a compresión de alta; en el caso de que
existan problemas en los compresores, el gas será enviado al quemador. En el rectificador de 2ª etapa se separan los
condensados del gas, estos líquidos son enviados al cabezal de succión, la salida del gas de este rectificador, es enviado a
compresión de baja o al quemador en caso de existir problemas operativos con los compresores.
El gas separado en el tanque de balance (separador de segunda etapa), pasa al rectificador de segunda etapa. Los líquidos
separados en el tanque de balance son succionados por las bombas, para pasarlos por un paquete de medición a la descarga y
después enviarlos a los diferentes puntos de distribución, además existen unos arreglos llamados: retorno por alta presión,
retorno por bajo nivel y baja presión de succión. Los dos primeros descargan a la entrada del separador de segunda etapa,
cuando son requeridos; y él ultimo descarga al cabezal de succión de las bombas, para protección de ellos.
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17. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
Descripción de la Filosofía de Control de Aceite:
La entrada de crudo al separador de primera etapa, pasa a través de las válvulas LVC-01, las cuales son accionadas por el control
de nivel LC-02, del separador
de segunda etapa. La salida de
líquidos del separador de
primera etapa es a través de
las válvulas LC- 02, que es
controlado por LC- 01 del
separador de primera etapa.
Las válvulas LV- 03 “retorno
por bajo nivel”, están
controladas por LC-03 del
separador de segunda etapa;
y las válvulas LV- 04 son
controladas por LC-02; los
líquidos provenientes del
separador de segunda etapa,
entran al cabezal de succión de
las turbo bombas.
Si el controlador LC-01 detecta
un nivel por debajo del set-
point, comienza cerrar las
válvulas LV-02 y en caso que el
nivel este por arriba del set-
point, comienza abrir las
válvulas LV-02. El controlador
LC-02 al detectar un nivel por
debajo de su set- point,
comienza a abrir las válvulas LV-01 y LV-04, cuando un nivel sobrepasa el set-point comienza a cerrar las válvulas LV-01 y LV –
04, en caso del controlador LC-03 al detectar un nivel por debajo del set-point comienza a abrir las válvulas LV-03 en caso
contrario comienza a cerrar las válvulas LV-03.
SEPARADOR DE PRUEBA
El separador es un recipiente cilíndrico en el cual se lleva a cabo la separación física de aceite y gas, para posteriormente hacer
una medición del aceite y gas que produce cada pozo.
Este recipiente puede ser de la siguiente forma: Horizontal, Vertical, y Esférico, él más común en el área son los Horizontales.
Mediante el cabezal de prueba se interconecta al pozo con el separador.
El separador cuenta con la siguiente instrumentación instalada: Nivel de cristal (LG), controlador de nivel (LC), controlador de
presión (PC), válvula de nivel (LV), válvula de presión (PV), válvula de seguridad (PSV), indicador de presión (PI), indicador de
temperatura (TI), registrador de flujo para corriente de liquido (FR), registrador de flujo para corriente de gas (FR), registrador de
presión estática (PR), un medidor de orificio (Fitting) para gas, un medidor de orificio (Fitting) para líquido.
El control de nivel opera de la siguiente manera: si hay un aumento o disminución en el nivel del tanque, este se detecta por la
pierna de nivel que a su vez por medio del brazo de torsión, se detecta al conjunto tobera palometa. Este conjunto según su
acción se alejan o se juntan ocasionando con ello que la cámara superior del relevador se presione, presionando al diafragma
inferior y en consecuencia abra la válvula de aguja del relevador, permitiendo la salida de aire hacia la válvula, parte de este aire
sé retroalimenta por medio de la válvula proporcional.
Ahora describiremos la secuencia de operación del control de presión: si hay un aumento o disminución en la presión del proceso
esta se refleja en el conjunto tobera palometa, si la tobera palometa se juntan con este se ocasiona que en el relevador la cámara
superior de este sé represione, que a su vez represione al diafragma inferior y en consecuencia abra la válvula de aguja, con ello
permite la entrada de aire a la cámara inferior del relevador y así el aire es mandado a la válvula, parte de este aire pasa por la
válvula proporcional para el mejor control.
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18. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
SISTEMA DE MEDICIÓN DE ACEITE EN UN COMPLEJO DE PRODUCCIÓN.
La cuantificación del aceite producido en una batería de separación se realiza mediante el método de turbina, el cual funciona de
la siguiente manera:
El flujo de aceite proveniente de la descarga de las turbo-bombas y motobombas, pasa a través de un paquete de medición
haciendo girar los alabes de la turbina de medición, los cuales a su vez rompen un campo magnético, generando una onda
senosoidal en los pick-up de la turbina, ésta señal pasa a través de un preamplificador de pulsos, convirtiendo la señal senosoidal
en pulsos (cuadrados), éstos pulsos son contabilizados en un totalizador que se encuentra en el cuarto de control, la medición es
afectada por un factor de la turbina de medición, generando un Volumen Grueso, posteriormente el volumen es compensado por
la presión y temperatura del liquido, generando un Volumen Neto (En BPD).
Nota: la velocidad del flujo, es directamente proporcional a la velocidad angular de la turbina de medición.
PAQUETE DE MEDICIÓN
El paquete de medición consta de los siguientes elementos: filtros, venas rectificadoras (para lograr un flujo laminar), turbinas de
medición y válvulas de by-pass. Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para
separar mezclas de líquidos y gas.
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19. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
SISTEMA DE DRENAJE ATMOSFERICO Y PRESURIZADO
DESC. TQ. BAL.
PV
DESFOGUE
AL QUEM.
COLECTOR DE
TOMAS
COLECTOR PRESURIZADAS
ALIMENTACION
GAS. PV SUM. AIRE
SV INSTOS.
LSH
LSH
LC
LG
LG
LSL
LG
ACEITE/DIESEL
SUM. AIRE
INSTOS.
SV
BBA
LV DRENAJE LSL
ATMS.
AGUAS DRENAJE
ACEITOSAS PRESURIZADO
AL MAR
AL MAR
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20. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
DIAGRAMA BASICO DE UNA BATERIA DE SEPARACION DE 2 ETAPAS
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21. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
FILOSOFÍA Y CONTROL DE UN SEPARADOR REMOTO
INTRODUCCIÓN:
Antes de iniciar este tema debemos recordar, que una batería es un conjunto de vasijas donde se lleva a efecto el proceso de
separación, su función principal es la de separar el gas-aceite, aceite que será llevado a succión de bombas y posteriormente se
enviara para su manejo (almacenamiento, venta o distribución), el gas será llevado a otra plataforma donde se comprimirá y se
tratara básicamente para el autoconsumo, enviándose a los distintos centros de proceso el casi total de la producción.
La filosofía de instrumentación de un separador remoto tiene la finalidad de evitar un represionamiento en cualquiera de sus
etapas cumpliendo con cuatro objetivos:
Le dices “como” operar un paquete.
“Cuando” operar.
En “donde” trabajar.
Y “porque” trabaja.
Sintetizando es a la que le pones las condiciones de operación.
Para obtener una buena separación de la mezcla gas-aceite, en el sistema remoto es necesario controlar el nivel del aceite en el
sistema, así como la presión de separación regulando el flujo de gas a la salida del rectificador.
La presión de separación es la presión con la que se separa el gas y el aceite dentro de la vasija, siendo la presión de separación
optima, aquella en la que se logre el mayor volumen de aceite con la menor presión de separación.
Para realizar este proceso contamos con cinco sistemas los cuales nos ayudan a realizar un proceso de calidad donde el encargado
del separador remoto ayudante “C”, debe tener un amplio conocimiento y habilidad, para detectar y solucionar los problemas que
indistintamente se presenten en cualquiera de ellos:
Sistemas de control de nivel y presión de separación.
Sistema de medición.
Flujo de gas.
Flujo de aceite.
Sistema de bombeo neumático.
Sistemas de seguridad.
Sistemas auxiliares.
SISTEMA DE CONTROL DE NIVEL Y PRESIÓN DE SEPARACIÓN
El sistema de control de nivel y presión de primera etapa cuenta con los siguientes lazos de control automático (paquetes de
regulación) que son:
Paquete de regulación de nivel en la entrada al separador de primera etapa.
Paquete de regulación de nivel en la descarga de aceite de envió.
Paquete de regulación de presión de separación de primera etapa hacia el rectificador.
Paquete de regulación de la descarga de aceite recuperado del R-1 hacia el tanque de primera etapa.
Paquete por alta presión en oleoducto
SECUENCIA DE TRANSPORTE DEL GAS-ACEITE
El hidrocarburo del yacimiento, pasa a la salida de los pozos productores, esta mezcla es recibida por un cabezal de grupo de 16 “
diam. , y de este hacia un cabezal general de 20” diam., todo este caudal es recibido a través de un paquete de regulación hacia
el separador remoto que descargan en la salida de oleoducto y gasoducto respectivamente y se envía hacia los centros de
procesos, , el aceite recuperado es tornado como carga al separador de segunda etapa o tanque de balance (baja presión)
descargando el aceite por la parte inferior y pasa por un filtro antes de succión de bombas, el gas asociado sale por la parte
superior hacía el rectificador horizontal, el flujo de gas pasa por dos paquetes uno que va al proceso de compresión a otra
plataforma y el otro hacia el quemador, el aceite-condensado recuperado es llevado directamente hacia succión de bombas.
Durante este proceso de separación la inyección de reactivo anti-espumante juega un papel muy importante por ayudarnos a
lograr una mejor separación eliminando la espuma que se produce durante el proceso.
La presión de separación se ajusta por medio del paquete de regulación hacia el quemador (el paquete de baja) debiendo tener
cuidado de que los paquetes de envió de gas hacia compresión, estén abiertos hasta un cien por cien, con la finalidad de asegurar
su envió.
Así tenemos el ajuste por:
I. Alta presión de separación.- La presión requerida deberá ser ajustada a través del SET POINT del controlador abriendo la
válvula reguladora y si esto no es suficiente se operara la válvula manual (by-pass) abriéndola hasta donde sea
requerida, debiendo tener cuidado de posteriormente cerrarla para que el paquete opere en automático.
II. Baja presión de separación.- En este caso primeramente se verificara que el by pass este cerrado al cien por cien y
posteriormente se ajustara por medio del SET POINT del controlador cerrando la válvula reguladora de ser necesario
hasta un cien por cien si esto no fuese suficiente se quitara carga hacia el paquete de gas de envió hacia compresión.
Nota: En cualesquiera de estas circunstancias sé deberá avisar al jefe inmediato superior para que este enterado de los pasos que
el operador realizara en su plataforma puesto que estos problemas pueden deberse a otras causas por ejemplo; a cierre súbito de
pozos o equipos nuevos que entran en operación o prueba en la plataforma de compresión.
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22. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
Un paquete de regulación cuenta con una línea auxiliar con una válvula de control manual, llamado by pass el cual solo deberá
utilizarse en casos extremos para auxiliar al paquete de que se trate o en situaciones de malfuncionamiento y/o mantenimiento del
controlador.
Una válvula SDV (Shut Down Valve) es una válvula de corte rápido que puede actuarse manualmente o automáticamente a
distancia (según su actuador neumático, hidráulico o eléctrico) para abrirse o cerrarse al cien por cien, en un separador remoto se
localiza.
La verificación y cuidados que se deben tener para un buen funcionamiento con las válvulas con actuador hidráulico shafer que en
forma manual se operan (como un gato hidráulico) son:
• Checar depósito de aceite hidráulico mínimo un 80%.
• Mover la palanca indicadora abrir-neutral-cerrar para que esta no se quede en una sola posición.
• Se deberá purgar él depósito de aceite para eliminar agua y sedimentos principalmente.
• Operar el actuador en sus diferentes funciones un 5 % para observar su respuesta, así verificar posibles fugas y de esta
manera se evitara que se pegue la válvula o dañen sus sellos.
Un separador remoto cumple con la función de separador de primera etapa a boca de pozo para evitar un represionamiento en el
pozo.
La operación del separador remoto y el rectificador ciclónico trabajan con presión para controlar sus niveles.
El separador remoto tiene dos reguladoras de nivel la LV-01 con trola las válvulas de presión de salida de gas del rectificador
manteniendo una presión aproximada de 4.5 Kg. /cm2 y el LV-02 controla la válvula de nivel en el paquete de salida de aceite
del separador remoto manteniéndolo en un 40% aproximadamente de nivel en el separado
La SDV-01 es la válvula de corte del cabezal general de pozos al paquete de regulación de entrada, que serán operadas por dos
controladores de presión en rango dividido localizadas en la descarga de gas del rectificador ciclónico encontrándose también la
SDV-02.
La SDV-03 es una válvula que opera cuando existe un represionamiento en el cabezal general de pozos y que convierte al
oleoducto en óleo gasoducto encontrándose en esta línea una PV (válvula de alivio) que estará operando para controlar esta alta
presión y de no lograrlo abriría la SDV-03.
La recuperación de aceite del rectificador ciclónico donde se juntara con el caudal de la descarga del separador remoto pasando
esta por la SDV-04.
Nota.- Todas las válvulas automáticas en los paquetes de regulación de gas y aceite a falta de aire de instrumentos cerraran.
La finalidad de esta filosofía de instrumentación es evitar una alta presión en los pozos para evitar su cierre.
La filosofía de instrumentación tiene 4 objetivos:
Es la que dice “como”,”cuando”,”donde” y porque.
Entendiéndose que es la que pone la condición para operar.
NOMENCLATURA:
LC-01 Controlador de nivel por medio de la presión de la descarga de gas del rectificador.
LC-02 Controlador de nivel por medio del paquete de regulación de la descarga de aceite del separador.
SDV-01 Válvula de corte rápido en la entrada del separador, impide el paso de aceite-gas al separador remoto provocando un
represionamiento hacia el cabezal general de pozos.
SDV-02Valvula de corte rápido ubicado en la salida del rectificador ciclónico.
SDV-03 Válvula de corte rápido que opera como válvula de desvío por alta presión en el cabezal general de pozos y convierte así
el oleoducto en óleo gasoducto.
SDV-04 Válvula de corte rápido ubicado en la salida de aceite.
PV Válvula de alivio por presión en el cabezal general de pozos, trata de controlar la presión.
Filosofía de control hasta 1996.
El sistema de control hasta 1996 era de la siguiente forma: El nivel de crudo en el sistema remoto era controlado por dos lazos
cerrados de control de nivel tipo desplazador, colocados en el separador horizontal.
Cualquier aumento o disminución del nivel del tanque era controlado abriendo o cerrando las válvulas de control de nivel
instaladas en la línea de entrada de mezcla al separador y en la línea de descarga de crudo del separador.
La presión de separación en el sistema remoto era controlada a la salida de gas del rectificador vertical por dos lazos cerrados de
control de presión conectados a la línea de salida de gas, antes de las reguladoras.
En Resumen: Si hay un aumento de nivel las reguladoras de entrada se cierran y las reguladoras de salida abren para mantener
el nivel optimo de separación, y viceversa, una disminución del nivel las reguladoras de la entrada de mezcla se abren y las
reguladoras de nivel de salida de aceite se cierran para mantener el nivel.
Si hay un aumento de presión en el separador remoto las reguladoras de presión abren para de presionar el sistema, y viceversa,
una disminución en la presión de separación, las válvulas reguladoras cerraran para mantener la presión de separación en el punto
optimo.
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23. HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
DESFOGUES DE LAS VALV`S. DE SEGURIDAD
PSV-01
Sistema de control
Anterior
FIT-02
PC-02
FE-02 6.2
GAS
VALV`S DE CONTROL DE PRESION
(SEPARACION)
RECTIFICADOR
PC-01
DE GAS
PSV-02
PSH
01
TI-01 PI-01 PT-01
PT
PAQUETE DE CONTROL DE NIVEL 02
(ENTRADA)
LSH-01 6 LAH-02
TT LT-01
LT-02 LSL-02
SEPARADOR LC
LC-01 LC-03
REMOTO LC-02
LG
LG
LG
LT
LSL-01
02
PAQUETE DE CONTROL DE NIVEL
LV-03 LV-04 (DESCARGA) FIT-01 LT
PURGA
LV-01 FE-01
FR-01
ACEITE
LV-02
ENTRADA
OLEOGASODUCTO OLEDUCTO
SAL. A COMPLEJO CONTROL DE NIVEL LV-05
(CONDENSADOS)
INSTTOS. SCADA
SDV-01
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24. DESFOGUES DE LAS VALV`S . DE
SEGURIDAD
PSV-01
HECTOR HERNANDEZ VAZQUEZ
FIT -02
PC -02
S-7
S-6
S-8
VALV`S
Sistema de Control
DE CONTROL DE NIVEL
S-1
FE -02
(SEPARACION)Actual
GAS 6.2
S-4
PC -01
RECTIFICADOR
DE GAS
PSV-02
S-5
PSH
01
TI-01 PI-01 PT -01
PT
PAQUETE DE CONTROL DE PRESION 02
S-1
(ENTRADA SEPARACION)
LSH -01 6
LAH -02
TT LT -01
LSL -02
LT -02
LC -01 SEPARADOR LC -03 LC
LC -02
LG
REMOTO LG
LG
LT
LSL -01 02
S-6
S-10 PAQUETE DE CONTROL DE NIVEL
LV-03 LV-04 (DESCARGA)
FIT -01 LT
PURGA
FE - 01
LV -01 FR -01
ACEITE
LV - 02
ENTRADA
OLEOGASODUCTO OLEDUCTO
CONTROL DE NIVEL
SAL. A COMPLEJO LV -05
(CONDENSADOS)
INSTTOS.
SDV -01 SCADA
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