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Apellidos: Paniagua Nicolas Nombres: Franco Andres Carrera: Ing. Petroleo y G.N.

C.U.: 57-2505 Fecha: 3-09-2019 PRODUCCION II (PGP-221)

CUESTIONARIO 1 RESPONDA E INVESTIGUE LAS SIGUIENTES INTERROGANTES. 1. Describa todos los equipos de un sistema de producción de petróleo y gas Están constituidos por los siguientes componentes desde el fondo de pozo y base de los árboles de navidad entre los cuales se tienen: a)

Tapón ciego o punta de tubería, cuya función es el de proteger a la sarta instalada

en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulación, va conectado a los filtros a través de un nicle conector y su diámetro esta en correspondencia al diámetro de las tuberías, sus longitudes pueden variar entre 20 y 30 centímetros. b)

Filtros, son accesorios tubulares rasurados para facilitar la circulación de los fluidos

del fondo de pozo hacia el interior de la columna evitando el ingreso de sólidos de arena gruesa parafinas y otros. Puede instalarse 1,2 o 3 piezas de filtros de acuerdo a la pureza de los fluidos y la altura de la arena productora. Sus dimensiones varían entre 1.5, 2 hasta 3 metros de largo y puede instalarse en el pozo 1, 2 o 3 piezas de filtros. Sus dimensiones en cuanto se refiere a las ranuras varían entre 3 y 10 centímetros de longitud con un número de ranuras que varía entre 20 y 30 ranuras por pie dependiendo de los porcentajes de sólidos que están ingresando al fondo de pozo y sus diámetros están en correspondencia al diámetro de las tuberías. c)

Niples, son dos los tipos de nicles que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y

el niple sello. El niple sello es denominado también válvula de asiento para controlar las velocidades del flujo de fluidos de abajo

hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba

hacia abajo, por tanto sirven también como válvulas de seguridad cuando se presenta interrupciones en el proceso productivo por algún problema en la sarta de. Sus diámetros son iguales a las de las tuberías y sus longitudes varían entre 30 a 20 centímetros.

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d)

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Camisa deslizable, Es una válvula de circulación que lleva en su cuerpo una ventana

lateral que funciona a través de un mecanismo de abertura horizontal que sirve de elemento de comunicación entre el espacio anular y la sarta de producción para dejar pasar fluidos, cuando se tapan los filtros se tapan las válvulas obstruyendo flujo, por tanto es una herramienta de auxilio para desfogar presión y caudal temporalmente. Sus dimensiones varían entre 1 y 1.5 metros de longitud en diámetros coincidentes en la tubería de producción. Se denomina arreglo de fondo a todos los componentes de la sarta que están ubicadas debajo del packer que a la vez delimita el fondo de pozo. La altura y la delimitación del arreglo de fondo están en función a la altura útil de la arena productora. Entre otros componentes secundarios del arreglo de fondo se tienen los siguientes: -

Los niples

-

Los bastardos

-

Las juntas de seguridad

-

Empaquetaduras

e)

Tubería de producción, es el componente principal de la sarta de producción y se

define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el árbol de navidad hasta la superficie y está colgada en los colgadores del árbol de navidad, que son instalados para diámetros coincidentes con la tubería y su función es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo. La programación de las tuberías se efectúa en base al tipo de terminación diseñada para programas específicos considerando los siguientes datos: -

Profundidades de las arenas productoras.

-

Geometría del pozo (o sea, si es pozo vertical, derecho, inclinado, direccional u

horizontal). -

Las presiones de pozo o sea presión de formación de fondo de pozo, presión Pw

(fluyente) y Pbp (surgencia). -

Diámetro de la cañería de revestimiento.

-

Características del fluido de pozo.

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-

Tipo de terminación de pozo (Terminación simple, doble o múltiple).

-

Volumen de producción de gas, petróleo y agua.

-

Método de producción que se aplicará en el pozo sea flujo natural o flujo artificial. Las especificaciones de las tuberías están señaladas comúnmente por las normas

API que proporcionan datos sobre grados, diámetros, capacidades, presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta

resistencia para:

-

Presiones de trabajo variables entre 2000 a 25000 psi.

-

Diámetros variables entre 2, 2 ½, 2 3/8, 2 7/8, 3, 3 1/2, 4, 4 ½‘‘.

-

Longitudes variables entre 8, 8.5, 9, 11 metros.

-

Los grados de tuberías son los siguientes H40, J55, N80 y P110.

Los grados de las tuberías especifican las presiones de trabajo por tanto, de acuerdo al grado podemos obtener tuberías de mayor o menor presión de trabajo. f) PACKER DE PRODUCCIÓN.- Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre la tubería y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo de pozo a la base del árbol de navidad por la entre columna. El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo de pozo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer. 2. Que disposición final tiene los gases ácidos como el CO2 Y H2S, después de su tratamiento La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más presión que si se va a incinerar.

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2. Investigue cuáles son los parámetros de venta y/o transporte del petróleo El destino final del petróleo y sus derivados es el consumidor final. En el proceso intervienen distribuidores mayoristas y minoristas, y se emplean todos los medios posibles para el transporte y venta. Se agrupan bajo esos vocablos las operaciones finales, pero no las más delicadas de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de la refinería, almacenarlos en depósitos y puntos de venta y, por último, expenderlos a los clientes gracias a una red de comercialización que cubra el conjunto del territorio. Ciertos clientes importantes pueden ser servidos directamente de las refinerías. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por oleoductos o cisternas pero, por regla general, la distribución exige un despliegue de medios múltiple en función de la infinita variedad de necesidades de los clientes, y no sólo por los productos en sí mismos, sino también por los servicios accesorios a la venta. En estas condiciones, las inversiones y los gastos operacionales de distribución son mucho más elevados que los de una refinería, que cubre: -

los oleoductos de productos

-

los barcos de cabotaje de alta mar

-

los transportes fluviales (canoas, lanchas, remolcadores)

-

los depósitos de almacenamiento

-

las vagones-cisterna

-

los camiones-cisterna (grandes transportes o pequeños distribuidores domésticos)

-

las estaciones de servicio

-

el avituallamiento de las aeronaves mediante camiones especializados y

canalizaciones subterráneas

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-

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el suministro a los navíos en todos los puertos por barco-cisterna o por

conducciones en el muelle unidas a depósitos -

el llenado de botellas de gas licuado

4. Realice un análisis completo de uno de los procesos de deshidratación del gas y de petróleo Deshidratación basada en glicol Su unidad de deshidratación basada en glicol de Frames mezcla glicol pobre en agua, con gas natural húmedo en la parte superior de un (Contactor de glicol) a fin de secar el gas mediante absorción física. El proceso de secado ocurre en la superficie de la columna de relleno, hacia la parte inferior de la columna. El gas natural seco luego deja la parte superior de la columna del contactor listo para usar. El glicol húmedo, muchas veces denominado "glicol rico", se extrae por la parte inferior. Desde el contactor, el glicol rico se dirige al equipo de regeneración para su purificación. Allí, primero se precalienta con calor del condensador de reflujo en la parte superior de la columna fija del rehervidor, junto con calor proveniente del intercambiador de calor. El glicol calentado luego entra en el depósito de expansión para la separación en tres etapas de gas, glicol y condensado. En este punto también se filtra para eliminar las partículas sólidas que pueden estar

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presentes debido a la corrosión, formación de incrustaciones o degradación menor de glicol. Después, el glicol rico calentado se alimenta en el regenerador (también denominado regenerador), que consiste en una columna fija, un condensador en la parte superior y un rehervidor. Aquí se regenera térmicamente para eliminar el exceso de agua y volver a obtener un glicol de alta pureza. A fin de optimizar el consumo de energía, el glicol limpio caliente y pobre se usa para precalentar el glicol rico que entra en el intercambiador de calor antes de bombearse a la presión normal de trabajo y enfriarse listo para usar en el contactor. 5. Cuáles son los métodos que se utilizan para la recuperación de LGN o condensados del gas natural, realice un análisis completo de uno de esos métodos Refrigeración mecánica Es una de las tecnologías más sencillas y antiguas que existen para el procesamiento de gas. La refrigeración mecánica se produce mediante la disminución de temperatura, y se basa en el intercambio de calor con un fluido refrigerante mediante un sistema de refrigeración utilizando evaporadores de enfriamiento. Se realiza a presión constante, donde ocurre la condensación de los componentes más pesados. Este proceso permite mantener la presión del sistema, siendo esta una ventaja, pero representa un alto costo en equipos de refrigeración. La selección del refrigerante se basa en los requisitos de temperatura, disponibilidad y economía. Por ejemplo, en un proceso de gas natural, el etano y propano pueden estar a disposición; por lo tanto éstos se usarán como refrigerantes. En la práctica, el propano, etileno, metano y los freones, son los fluidos refrigerantes más comúnmente utilizados por las planta de refrigeración mecánica del gas natural. En el proceso que usa un compresor para aumentar la presión de un refrigerante a una presión condensable. Esto se lleva a cabo mediante la circulación de un refrigerante en un circuito cerrado, donde se evapora y se vuelve a condensar en un ciclo continuo.

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El ciclo de refrigeración puede ser clasificado en cuatro fases diferentes mediante el uso del diagrama presión–entalpía (P–H). Estas fases son: expansión, evaporación, compresión y condensación Fase expansión •

En la etapa de expansión la presión y la temperatura se reduce al pasar a través de la válvula de control en la cual cae la presión al valor del PB el cual lo determina la temperatura deseada del refrigerante Tb en PB.

•

En el PB la entalpia del líquido saturada es hlb y la entalpia correspondiente para vapor saturado es hVB. Como la expansión entre A y B ocurre a través de una válvula de expansión y no hay intercambio de energía, el proceso se considera isoentálpico, por lo que la entalpia a la entrada y salida en la misma hLA.

•

Como el PB está dentro de la envolvente, vapor y líquido saturado coexisten. Para determinar la cantidad de vapor formado en el proceso de expansión. Hacemos X la fracción de líquido a la presión PB con una entalpia hLB. La fracción de vapor formada con una entalpia hVB es (1-X). Etapa de evaporación



El vapor formado en el proceso de expansión (A-B) no suministra ninguna refrigeración al proceso. El calor es absorbido del proceso de evaporación de la parte de la parte liquida de refrigerante. La entalpia del vapor en el punto C es hVB físicamente la evaporación ocurre en un intercambiador de calor denominado evaporador o chiller. El líquido frio X suministro la refrigeración y su efecto refrigerante.



La capacidad de refrigeración referido a la cantidad total de calor absorbido en el chiller por el proceso, generalmente se expresa como toneladas de refrigeración o BTU/unidad de tiempo Etapa de compresión

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Los valores de refrigerante salen del chiller a la presión de saturación Pc y las correspondientes temperaturas Tc con una entalpia hvb. La entropía en este punto C es SC. Los valores se comprimen isotrópicamente a la presión PA a través de la línea CD. Etapa de condensación 

El refrigerante sobrecalentado que sale del compresor Pa y Pd. Se enfría a la temperatura de punto de roció Ta a condición muy cercana de presión constante y se condensa a temperatura constante



Durante el proceso de sobrecalentamiento y condensación, todo el calor y trabajo acondicionados al refrigerante durante los procesos de evaporación y compresión, deben ser removidos de forma tal que se complete el ciclo llegando al punto de inicio A, en el diagrama O-H que se muestra en la



La presión de condensación del refrigerante es una función del medio de enfriamiento disponible: aire, agua de enfriamiento u otro refrigerante. 6. Cuáles son las técnicas de desalación de petróleo que existen y realice un análisis completo de uno de ellos El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado. Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como las porfirinas. Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos anteriormente mencionados (adición de desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático) pueden reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen.

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El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no cause los daños mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental. En ausencia de cristales de sal sólidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado está directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentración de salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl). El desalado se realiza después del proceso de rompimiento de la emulsión en deshidratadores electrostáticos y consiste de los siguientes pasos:

a) Adición de agua de dilución al crudo. b) Mezclado del agua de dilución con el crudo. c) Deshidratación (tratamiento de la emulsión) para separar el crudo y la salmuera diluida.

7. Como se realiza una licuefacción del gas natural es decir como obtengo el GNL, indique el proceso El Gas Natural se licua para reducir su volumen y, por tanto, poder trabajar mejor con él. Se produce una disminución de volumen de hasta 600 veces, con lo que se consigue un mejor manejo y una mayor capacidad de almacenaje y transporte. El principal componente del Gas Natural es el metano, el cual tiene un punto de ebullición a presión atmosférica cercano a los -160 ºC. Esta licuefacción se consigue enfriando el Gas

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Natural a -160 ºC y a presión atmosférica. Normalmente, las plantas que realizan este proceso se encuentran situadas cerca de la costa. Existen diversos procesos de licuefacción. Los principales son: en cascada, donde se tiene una cascada de refrigerantes en los cuales se alcanzan diferentes niveles de temperatura. El proceso de mezcla de todos los refrigerantes es otro de los procesos, en este caso el rendimiento energético es mayor debido a la mejora de equipos y en los que se pueden mezclar todos los refrigerantes en una solo etapa. Después están los procesos de refrigerantes mezclados, que son una combinación de los dos anteriores y, por último, los procesos de Peak-Shaving, que se tratan de procesos de expansión. El almacenado de Gas Natural Licuado (GNL) se realiza en tanques diseñados especialmente para ello, cerca de los núcleos de consumo. Con esto se intenta evitar que en un determinado momento de gran consumo, se produzca una bajada de presión en la red de distribución produciendo un bloqueo en las válvulas. Se trata de un depósito de doble integridad, un tanque metálico interior y un tanque de hormigón exterior. El tanque exterior suele estar recubierto en su interior por un revestimiento de chapa de acero al carbono. El espacio comprendido entre las paredes cilíndricas de los tanques exterior e interior está relleno de aislante y forma parte del espacio anular. La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido mediante tirantes. Esto permite la comunicación entre los vapores en equilibrio termodinámico con el GNL, presentes sobre la superficie del líquido y el gas contenido en el espacio anular bajo la cúpula. Todas las conexiones de entrada y de salida del líquido y gas en el tanque, así como las conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se hacen a través de la cúpula, ya que es una medida primordial de seguridad evitar conexiones con el fondo del depósito que pudiesen dar lugar a fugas de GNL. En la siguiente figura, se muestra un corte transversal de dicho tanque:

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8. Indique todos los tipos de impurezas que se pueden encontrar en el petróleo y al menos un método de tratamiento Las impurezas del petróleo son: Contenido de azufre La cantidad de azufre contenida en un crudo es importante porque es responsable del efecto corrosivo de los crudos y sus productos, en equipos de refinería y sistemas. Así, la presencia del azufre en las naftas $producto intermedio para la producción de gasolinas que alimentan las plantas de reformación, es perjudicial porque inactiva a los catalizadores. Contenido de agua y sedimento: Es un indicador del grado de suciedad por la presencia de agua y otros materiales. Contenido de sal no se limita solamente a la presencia de NaCl, sino de todas las sales, pero que se interpreta en términos de NaCl. Y uno de los tratamientos para impurezas es el:

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Este tipo de tratamiento comparado con los demás no elimina el contaminante si no que minimiza el efecto por transformación de sales, se inyecta una solución de cloruros de calcio y magnesio en cloruro de sodio, el cloruro de sodio tiene una hidrolisis menor el cual minimiza la corrosión de la unidad. 9. Investigue las clases de petróleo que podemos obtener y/o se explotan en Bolivia El petróleo producido en Bolivia tiene una densidad entre los 50º y 60º API (una medida internacional de densidad), que en la escala de petróleos es considerado como liviano. En algunos campos más antiguos actualmente en declive, como el Camiri, La Peña, Surubí y Paloma, (descubiertos en la década de los 60), se obtiene petróleo con 38º API, que resulta ser el más pesado del país. 10. Cuáles son los métodos de remoción de azufre y explique uno de los procesos de desulfurización La mayoría de los gases agrios se tratan con solventes regenerables para separar los gases ácidos de los hidrocarburos. El gas entra al separador de entrada en el cual se separa cualquier líquido condensado y fluye a la absorbedora por el fondo. Por la parte superior de la torre entra el solvente pobre (generalmente aminas) disueltas en agua y en la medida que fluye hacia a abajo de plato a plato, se pone en intimo contacto con el gas que fluye hacia arriba burbujeando en el líquido. Cuando el gas alcanza la cima de la torre. El gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones de H2S y CO2, pero como está saturado con agua, generalmente va a un proceso de deshidratación. Normalmente se opera a niveles de presión de 950 psig (66,8 kg/cm2). El solvente rico en hidrocarburos sale por el fondo de la contactadora y pasa por una válvula de control en la cual cae la presión a un nivel de 70 psig (4.9 kg/cm2). A dicha presión entra a un tambor “flash” en el cual la mayoría de hidrocarburo gaseoso disuelto y algo de gas acido se separan.

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Uno de los métodos de desulfurización es: Endulzamiento del gas Natural A continuación la solución rica intercambia calor con la solución regenerada o pobre que sale caliente de la torre despojadora. Luego de precalentarse entra a la despojadora o regeneradora donde el proceso ocurre alrededor de 14 psig (0,98 kg/cm2) a la temperatura respectiva de ebullición de la solución. El calor al fondo de la torre se suministra con un rehervidor. Los vapores que salen por el tope de la torre pasan por un condensador y un separador o tambor de reflujo, en el cual se separa el gas ácido y el líquido condensado. Este líquido es bombeado nuevamente por la parte superior de la torre como reflujo. La corriente de gas ácido es una corriente de deshecho que debe ser incinerada o tratada para convertir el H2S generalmente en azufre. La solución regenerada sale por el fondo de la torre o el rehervidor, pasa por el intercambiador solvente pobre / solvente rico y va al tanque de reposición de solvente. Del tanque se bombea a través de un enfriador en el cual se controla la temperatura apropiada para el tratamiento en la contactara, que generalmente es 10 °F más caliente que el gas de carga para evitar condensación de hidrocarburos que causan problemas de espuma en el proceso. Siguiendo el sistema de endulzamiento del gas natural, a continuación viene el proceso de recuperación de azufre, que se muestra en la Fig. 2-3 que se presenta a continuación. El gas ácido (H2S ácido sulfhídrico + CO2 bióxido de carbono), proveniente del proceso de endulzamiento, pasa por un reactor térmico (cámara de combustión) y posteriormente pasa a dos reactores catalíticos, donde finalmente se logra la conversión del H2S (ácido sulfhídrico) en azufre elemental. El azufre elemental se almacena, transporta y entrega en estado líquido.

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De la misma forma la acidez del gas se puede eliminar con procesos de adsorción secos con lechos adsorbedores de diferente naturaleza. Algunos de los usados para remover el H2S son el Sulfatreat, Iron sponge y tamices moleculares.