1_Proceso del gas y equipos 2011_1_2.pptx

proceso del gas y equiupos

1. PROCESO DEL GAS Y EQUIPOS MSc. Fernando Céspedes Salazar

2. INTRODUCCION El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos.

3. 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 puede tener una composición diferente entre si. También la composición del gas varia 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 de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales. COMPONENTES DEL GAS NATURAL

4. COMPONENTES DEL GAS NATURAL HIDROCARBUROS Alifáticos Saturados Alifáticos no Saturados C 1 H 4 Metano Etileno C 2 H 6 Etano Propileno C 3 H 8 Propano AROMATICOS C 4 H 10 Butanos Benceno C 5 C 12 Pentanos OTROS Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Monóxido de Carbono, Agua, Sulfuro de Hidrogeno, Mercaptanos, Mercurio, Metales Pesados

5. PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

6. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS 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;

7. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS 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.

8. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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

9. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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

10. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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.

11. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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

12. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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

13. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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

14. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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.

15. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS 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.

16. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS Los separadores son dispositivos empleados para la separación de mezclas de líquido y gas. Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son las siguientes: En campos de gas y condensado donde no se cuenta con el equipo adecuado de separación y además se quema el gas, una cantidad considerable de condensado que es arrastrado por el flujo de gas también es quemado, ocasionando pérdidas considerables.

17. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS Muchas veces es necesario transportar el gas a cierta distancia para tratarlo, por lo que, es conveniente eliminarle la mayor cantidad posible de líquido para evitar problemas tales como: Corrosión Aumento en las caídas de presión Disminución de la capacidad de transporte de las líneas.

18. FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE FLUIDOS Para una operación eficiente y estable sobre un amplio rango de condiciones, un separador está constituido por los siguientes componentes: Una sección de separación primaria Una sección de separación secundaria Una sección de extracción de niebla Una sección de almacenamiento de líquidos

19. SECCION PRIMARIA Es donde se efectúa la separación de la mayor porción de líquido de la corriente y reduce la turbulencia del flujo. Esta separación se efectúa a través de un cambio de dirección mediante una entrada tangencial, la cual imparte un movimiento circular a los fluidos (induciendo una fuerza centrífuga al flujo), reduciendo a la vez, la velocidad de los mismos. Sección Primaria

20. SECCION SECUNDARIA Es donde se remueve las pequeñas gotas de líquido. La mayor fuerza de separación en esta sección es la gravedad, por lo que es importante minimizar la turbulencia y velocidad del gas a la entrada y disponer de una longitud suficiente de separador. Sección Secundaria

21. SECCION DE EXTRACCION DE NIEBLA Esta sección remueve las gotas más pequeñas de líquido que no lograron eliminar las secciones primaria y secundaria. El choque y/o fuerza centrífuga son los mecanismos de separación en esta parte del separador. Extracción de Niebla

22. SECCION DE ALMACENAMIENTO DE LIQUIDOS En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener suficiente capacidad para manejar posibles baches de líquido, de tal manera que el líquido separado, no sea arrastrado por la corriente de gas. Almacenamiento de líquido

23. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN Los principios físicos básicos para la separación son: Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades.- se separan por diferencia de pesos Decantación.- Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo más profundo. Coalescencia

24. FACTORES QUE AFECTAN A LA EFICIENCIA DE SEPARACION A) tamaño de las partículas de liquido.- Cuando la separación es por choque, el tamaño de las partículas es un factor importante en la determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad, por fuerza centrifuga y en la determinación de la distancia de paro (distancia que una partícula de cierto diámetro viaja a través de una línea de corriente de gas) B) Velocidad del Gas .- Los separadores se diseñan de tal forma que las partículas mayores de 100 micras sean separados en la sección secundaria y las partículas mas pequeñas en la sección de extracción de niebla.

25. FACTORES QUE AFECTAN A LA EFICIENCIA DE SEPARACION C) Presión de Separación.- La presión de separación afecta a la capacidad de los separadores, al aumentar la presión de separación, aumenta la capacidad de separación de gas y viceversa. D) Temperatura de Separación E) Densidad del Liquido y Gas.- Estos factores afectan la capacidad de manejo de gas en los separadores ya que la capacidad es directamente proporcional a la diferencia de densidades e inversamente proporcional a la densidad del gas F) Viscosidad del Gas

26. MECANISMOS DE SEPARACION Separación gravitacional se basa en las leyes de Stokes, pero también toma en cuenta los aspectos no ideales y los efectos de la turbulencia. Se calcula la máxima velocidad horizontal y se compara con la velocidad terminal de la partícula de petróleo que asciende. La ley de Stokes se refiere a la fuerza de fricción experimentada por objetos esféricos moviéndose en el seno de un fluido viscoso en un régimen laminar de bajos números de Reynolds.

27. MECANISMOS DE SEPARACION Separación por fuerza centrifuga.- La fuerza centrifuga que se induce a las partículas de líquidos suspendidas en la corriente de gas, varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad que actúa sobre las mismas partículas. Este principio se aplica en la sección primaria y sección de extracción de niebla del separador ( extractores de niebla tipo ciclónico) Separación por choque: Es el que mas se emplea en la eliminación de pequeñas partículas de líquidos suspendidas en una corriente de gas, chocan con las obstrucciones de los internos del separador donde quedan adheridas.

28. MECANISMOS DE SEPARACION Tiempo de residencia.- es el tiempo que le lleva al fluido pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador el largo, y el nivel de líquido de operación. Cambio de velocidad.- Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades. Cambio de dirección Superficie interfase

29. TIPOS DE SEPARADORES Los separadores de aceite y gas son generalmente de dos tipos: dos fases (bifásico) y tres fases (trifásico). El separador bifásico separa el fluido del pozo en líquido y gas, descargando por la parte superior del dispositivo el gas y el líquido por la parte inferior. El separador trifásico separa el fluido del pozo en condensado, gas y agua, el gas es descargado por la parte superior, el condensado por la parte intermedia y el agua, por la parte inferior del separador.

30. TIPOS DE SEPARADORES Ambos tipos de separadores pueden ser diseñados de las siguientes formas: Horizontales Monotubos (De un solo barril) Doble tubo (De dos barriles, uno encima del otro). Verticales Esféricos

31. TIPOS DE SEPARADORES Separador Esférico Separador Vertical Separador Horizontal Bitubo

32. TIPOS DE SEPARADORES FILTRO SEPARADOR

33. TIPOS DE SEPARADORES BIFASICOS

34. TIPOS DE SEPARADORES TRIFASICOS

35. DISEÑO DE SEPARADORES Parámetros de soporte. A) Composición y características del fluido que se va a separar. B) Condiciones de presión y temperatura a la cual se desea hacer la separación. Máximos y mínimos durante la operación C) Separación teórica del fluido a P y T. .- se refiere a la predicción matemática de cómo habrá de comportarse el fluido cuando esté en equilibrio a determinadas condiciones de P y T. D) Caudal (a condiciones normales), composición y características del gas y del líquido que se han separado.

36. RECOMENDACIONES DE LA GPSA Y DE LA PDVSA 1.- Para dimensionar las diversas secciones del separador PDVSA se apoya en una fracción del diámetro o en una longitud fija, la mayor de las dos; la GPSA opta por magnitudes fijas. 2.-la GPSA utiliza el doble del diámetro de la boquilla en el separador primario, a la entrada de la alimentación. 3.- La altura del extractor de niebla se coloca en forma horizontal no obstante, dependiendo del fabricante, en la mayoría de los recipientes el extractor de coloca en forma vertical, con lo cual se gana espacio y eficiencia.

37. RECOMENDACIONES DE LA GPSA Y DE LA PDVSA 4.- Cada fabricante construye los recipientes siguiendo sus propios lineamientos. El comprador deberá velar porque se cumpla la normativa previendo que el equipo satisfaga las condiciones mínimas para la operación deseada.

38. DISEÑO DE SEPARADORES

39. DISEÑO DEL SEPARADOR a) Cálculo del diámetro del separador. Principales parámetros que se emplean para definir el diámetro del separador - Caudal de gas en el tope del separador. - Volumen a condiciones de operación. - Velocidad crítica del gas dentro del separador. - Área seccional del separador. - Diámetro teórico del separador, en función del gas. - Selección del diámetro comercial.

40. DISEÑO DEL SEPARADOR b) Altura ocupada por el líquido. - Área del separador seleccionado. - Selección del tiempo de retención del líquido. -Determinación del volumen de líquido retenido. - Altura del líquido dentro de la unidad. c) D imensionamiento de la unidad. (IGPA). Cuando se dispone del diámetro y la altura ocupada por el líquido, se puede verificar, una y otra vez, las dimensiones del equipo hasta lograr la altura total. La relación de esbeltez (L/D) se ajusta hasta satisfacer la normativa empleada.

41. DISEÑO DEL SEPARADOR d) Efecto de la densidad del líquido sobre el tamaño del separador. La gravedad API del fluido determina el tiempo de retención que se le debe asignar al petróleo para garantizar que se separe de la fase gaseosa. Un fluido pesado (menor de 25º API) debe tener un tiempo de retención de cinco minutos; para gravedades entre 25 y 40º API, se reservan tres minutos y, minuto y medio para gravedades mayores de 40 ºAPI.

42. DISEÑO DEL SEPARADOR e) Diseño fuera de norma. A pesar de que la aplicación de la norma suele ser obligante, los fabricantes de equipos tienden a establecer sus propios criterios, que en principio persiguen las mayores ganancias. Es común que los catálogos presenten la capacidad del separador con respecto al gas, pero no muestran abiertamente la cantidad de líquido que manejan con su respectiva gravedad API. Así se diseñan extractores de niebla capaces de trabajar con velocidades más altas que las teóricamente calculadas (Ej. 3 a 6 pies/seg.), con lo cual aumenta notablemente la capacidad del separador con respecto al gas, no así con respecto al líquido.

43. FORMULAS PARA DISEÑO SEPARADORES HORIZONTALES

44. FORMULAS PARA DISEÑO SEPARADORES HORIZONTALES

45. FORMULAS PARA DISEÑO SEPARADORES VERTICALES

46. DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES VERTICALES

47. DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES VERTICALES

48. DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES

49. DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES

50. MEDICIÓN DEL GAS Para determinar la cantidad de gas que produce un pozo o Campo Petrolero se utilizan los medidores de placas de orificio tal como se muestra en la figura.

51. DISEÑO Y SELECCIÓN DE PLACAS UBICACIÓN DE LAS TOMAS TOMAS EN LAS BRIDAS (“Flanges taps”) El tipo más comúnmente utilizado en América para tubería > 2”. Mayor cantidad de datos experimentales disponible. El trasmisor puede ser conectado directamente a las bridas reduciendo la distancia de la tubería de conexión. p > pérdidas permanentes

52. TOMAS EN LAS BRIDAS (“Flanges taps”) 1” DISEÑO Y SELECCIÓN DE PLACAS UBICACIÓN DE LAS TOMAS

53. TOMAS EN LA TUBERÍA (“Pipes taps”) La toma de baja presión se ubica 8  de la placa. La diferencia de presión medida es mínima dado que corresponde a las pérdidas de presión permanentes. Esto limita la resolución de la medición. 2 ½ D  0.1 D 8D  0.1 D DISEÑO Y SELECCIÓN DE PLACAS UBICACIÓN DE LAS TOMAS

54. MONTAJE – Cajas porta placas CÁMARA DOBLE PLACA UNIVERSAL MEDIDORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL PLACA DE ORIFICIO

55. MONTAJE – Cajas porta placas PLACA DE ORIFICIO CÁMARA SIMPLE MEDIDORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL PLACA UNIVERSAL