Aplicación Del Vapor en La Industria Petrolera

Universidad Nacional Autónoma De México División: Ciencias de la Tierra Materia: Procesos de bombeo Profesor: Enríquez Poy Manuel Alumnos: Hernández Moreno Luis Ernesto Loe Martínez Ralmè Mora Juárez Marco Antonio Visita al laboratorio 1

Facultad de ingeniería

Aplicación del vapor en la industria petrolera

CALDERA Una caldera es una maquina o dispositivo de ingeniería que sesta diseñado para generar vapor saturado. Este vapor se genera a través de una transferencia de calor a presión constante, en la cual el fluido(agua), originalmente esta en estado liquido, se calienta y cambia de estado. La caldera es todo aparato a presión en done el calor procedente de cualquier fuente de energía se transforma en energía utilizable, a través de un medio de transporte en fase liquida o vapor. Estas son un caso particular en el que se eleva a altas temperaturas en intercambiadores de calor, en las cuales se produce un cambio de fase. Además son recipientes a presión, por lo cual son construidas en parte con acero laminado a semejanza de muchos contenedores de gas.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA CALDERA PARA GENERAR VAPOR El agua de alimentación que va a la caldera es almacenada en un tanque o cámara de agua (nombre que se le da al espacio que ocupa el agua en el interior de la caldera) con capacidad suficiente para atender la demanda de la caldera, así una válvula de control de nivel mantiene el tanque con agua, a su vez una bomba de alta presión empuja el agua hacia adentro de la caldera por medio de tuberías (tubos), al tiempo que, se da la combustión en el horno u hogar, esta es visible por el funcionamiento del quemador en forma de flama. El quemador es controlado automáticamente para pasar solamente el combustible necesario (el combustible puede ser solidó, liquido o gaseoso, dentro de los mas conocidos se encuentran el carbón, el combustoleo, y el gas), la flama o calor es dirigida y distribuida a las superficies de calentamiento o tuberías donde la energía térmica liberada en el proceso de combustión se transmite al agua contenida en los tubos (en algunos casos el agua fluye a través de los tubos y el calor es aplicado por fuera a este diseño se le conoce como Acuotubulares, en otros casos los tubos están sumergidos en el agua y el calor pasa por el interior de los tubos a este diseño se le conoce como Pirotubular, estos dos diseños de calderas son los mas utilizados) donde por medio de los procesos de radiación, conducción y convección el agua se transforma en vapor, dicho vapor es conducido por tuberías a los puntos de uso

o puede ser colectado en cámaras para su distribución; en la parte superior de la caldera se encuentra una chimenea la cual conduce hacia afuera los humos o gases de la combustión; en el fondo de la caldera se encuentra una válvula de salida llamada purga de fondo por donde salen del sistema la mayoría de polvos, lodos y otras sustancias no deseadas que son purgadas de la caldera. En conjunto en la caldera existen múltiples controles de seguridad para aliviar la presión si esta se incrementa mucho, para apagar la flama si el nivel del agua es demasiado bajo o para automatizar el control del nivel del agua

Aplicaciones Debido a las amplias aplicaciones que tiene el vapor, principalmente de agua, las calderas son muy utilizadas en la industria petrolera por ejemplo en: La generación de electricidad a través de un ciclo Rankine Calentar aceites pesados para mejorar su fluidez

En la industria petrolera, la extracción del crudo de los yacimientos implica modificaciones en el equilibrio de las fases gas-líquido al presentarse una significativa reducción de la presión al realizar la transferencia hacia la superficie. Generalmente, uno de los objetivos en el área de producción de hidrocarburos es maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos debido a su mayor valor comercial; y con este criterio se aborda la separación de fases en el proceso de separación de crudo y gas. Existen una variedad de simuladores comerciales capaces de predecir este tipo de procesos empleando diversas metodologías de cálculo. Con ayuda de estas herramientas el ingeniero puede mejorar la operación y control de los equipos utilizados en las instalaciones de superficie (entre ellos separadores gascrudo).

Una caldera es una maquina o dispositivo de ingeniería que sesta diseñado para generar vapor saturado. Este vapor se genera a través de una

transferencia de calor a presión constante, en la cual el fluido(agua), originalmente esta en estado liquido, se calienta y cambia de estado. La caldera es todo aparato a presión en done el calor procedente de cualquier fuente de energía se transforma en energía utilizable, a través de un medio de transporte en fase liquida o vapor. Estas son un caso particular en el que se eleva a altas temperaturas en intercambiadores de calor, en las cuales se produce un cambio de fase. Además son recipientes a presión, por lo cual son construidas en parte con acero laminado a semejanza de muchos contenedores de gas. Debido a las amplias aplicaciones que tiene el vapor, principalmente de agua, las calderas son muy utilizadas en la industria petrolera por ejemplo en: La generación de electricidad a través de un ciclo Rankine, alentar aceites pesados para mejorar su fluidez

La mayoría de los operadores tratan de producir la mayor cantidad de petróleo posible utilizando métodos de recuperación primaria; etapa denominada de producción en frío y a temperatura de yacimiento. Los factores de recuperación típicos para la producción en frío varían de 1 a 10%. Dependiendo de las propiedades del petróleo, la producción en frío con levantamiento artificial, incluyendo la inyección de un petróleo liviano, o diluyente, para disminuir la viscosidad puede resultar exitosa. Aunque muchos yacimientos producen más eficientemente con pozos horizontales. En algunos casos, se prefiere un plan de producción fomentando la producción de arena junto con la de petróleo. La elección de la estrategia óptima de producción en frío requiere una comprensión de las propiedades del fluido y del yacimiento, así como de la física de la producción. Una vez que la producción en frío ha alcanzado su límite económico, el próximo paso es generalmente la recuperación asistida termalmente. Aquí también, se dispone de varios métodos. La técnica de inyección cíclica de vapor la cual consiste en estimular los pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. La inyección cíclica de vapor puede elevar los factores de recuperación de 20 40%.En los yacimientos con inyección de vapor, el vapor bombeado dentro de pozos inyectores calienta el petróleo viscoso, el cual es producido por los pozos productores. Los pozos inyectores y productores pueden ser verticales u horizontales. El emplazamiento del pozo y los programas de inyección dependen de las propiedades del fluido y del yacimiento. En algunas operaciones de inyección de vapor de agua, los factores de recuperación pueden alcanzar el 80%.

Para los productores de petróleo dedicados a la recuperación de petróleo pesado, el emprendimiento requiere una inversión de largo plazo. La alta viscosidad del petróleo pesado aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productos comerciables, requiere técnicas de refinamientos especiales y por ende más costosas. El valor de la tecnología depende de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de los campos de petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejos está introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo. El costo primario reside típicamente en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos viscosos. En muchos casos, estos costos operativos están proyectados para continuar por 80 años o más. Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se halla en una etapa diferente del proceso de maduración, de modo que cada una utiliza diferentes técnicas de desarrollo y de producción.

Otra gran aplicación del vapor en la industria petrolera es la recuperación térmica del petróleo. La recuperación asistida es considerada como la tercer o última secuencia de procesamiento del petróleo. Cuando se descubre el yacimiento y se procede a explotarlo, en principio resulta sencillo sacar los hidrocarburos gracias a los mismos recursos que la naturaleza provee. Después que se produce una disminución de esa energía, la producción declina y se ingresa a la recuperación secundaria donde normalmente se inyecta agua para sacar los hidrocarburos. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva, se procede a iniciar la tercera etapa para producir petróleo. Se empieza a entregarle al pozo energía térmica y química. Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida.

RECUPERACIÓN TERMICA GENERACIÓN EFICIENTE DE VAPOR.

El vapor se produce por medio de generadores de vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración, que producen vapor y energía eléctrica. Por ejemplo, en el Valle de San Joaquín de California la empresa Chevron cuenta con un centro de control completamente integrado para los generadores de vapor, el cual monitorea todas las operaciones de los generadores de vapor convencionales. Parámetros críticos, como el flujo de gas combustible y aire para la combustión, el exceso de oxígeno y la calidad del vapor son constantemente medidos y controlados; así mismo, todos los datos se registran. Los generadores de vapor tienen una configuración altamente eficiente con recirculación de gases de escape y con quemadores de combustión escalonados para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

El vapor que se inyecta en los campos petroleros es saturado (húmedo) y tiene dos fases –líquido y vapor–, lo que lo hace difícil de medir y controlar. Además, los sistemas de distribución de vapor regularmente lo suministran a cientos de pozos de inyección. Cuatro problemas interrelacionados se asocian con esta distribución.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en el subsuelo, y la calidad del vapor (cociente de masa de fase vapor sobre fase líquida) también debe ser medida y controlada conforme el vapor se distribuye a través del campo. A lo largo de muchos años, Chevron ha desarrollado y optimizado económicamente soluciones para este tipo de problemas.

El método de estranguladores de orificio fijo en flujo crítico es el preferido para el control y medición del flujo de vapor. Su desempeño se basa en las ecuaciones desarrolladas en los laboratorios de flujo de vapor de Chevron, verificadas en condiciones de campo. La medición de la calidad de vapor en el cabezal de pozo se realiza combinando una placa de orificio y un estrangulador fijo. Las ecuaciones para la combinación de placa y estrangulador se resuelven simultáneamente para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentación de medición es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el uso de paneles solares como fuente de energía y movilizada fácilmente de pozo a pozo por una persona.

El control de la calidad de vapor en sistemas de distribución superficiales complejos se realiza mediante un dispositivo, desarrollado por Chevron, denominado Splitigator. Este dispositivo suministra el vapor, de una calidad específica, a los ramales del sistema de distribución y que se coloca en las interconexiones de dicho sistema. De esta manera, el dispositivo impactará el desempeño del yacimiento e influirá de forma positiva en la economía del proyecto.

Ahora, considerando el subsuelo, la distribución apropiada de vapor a las zonas individuales es importante si se quiere alcanzar una recuperación y un desempeño económico óptimo de inyección de vapor en arenas múltiples. Se han desarrollado herramientas de pozo para controlar la distribución de calor y el desempeño del campo y se han demostrado los beneficios de una distribución apropiada del mismo.

Una vez que se trata el volumen inicial de agua, los costos adicionales de tratamiento esta limitados por aquellos asociados con el agua de reemplazo, es decir, las operaciones petroleras de campo requieren grandes cantidades de vapor para la inyección continua y por largo tiempo en los yacimientos. Como esencialmente en estos casos no hay agua condensada limpia para ser reutilizada se requiere que el costo de tratamiento del agua sea relativamente bajo.

El sistema de vapor utilizado en los campos petrolíferos , están formados principalmente por calentadores y calderas La Mayoría de las Calderas o Generadores de Vapor tienen muchas cosas en común. Normalmente en el fondo esta la cámara de combustión o el horno en donde es más económico introducir el combustible a través del quemador en forma de flama. El quemador es controlado automáticamente para pasar solamente el combustible necesario para mantener la presión en el vapor deseada. La flama o el calor es dirigido o distribuido a las superficies de calentamiento, que normalmente son tubos, fluxes o serpentines. En algunos diseños el agua fluye a través de los tubos o serpentines y el calor es aplicado por fuera, este diseño es llamado "Calderas de Tubo de Agua". En otros diseños de calderas, los tubos o fluxes están sumergidos en el agua y el calor pasa en el interior de los tubos, estas son llamadas "Calderas de Tubos de Humo". Si el agua es sujeta también a contacto con el humo o gases calientes más de una vez, la caldera es de doble, triple o múltiples pasos

El agua de alimentación de las calderasdebe ser bien tratada de lo contrario pudiera causar los siguientes problemas: 1.

Formación de costra

2.

Corrosión

3.

Formación de burbujas de aire

4.

Adherencia del vapor al cilindro.

Por los daños que causa utilizar agua no tratada es que existe una unidad de tratamiento de las impurezas del agua la cual opera de la siguiente manera: Como ya se menciono el objetivo fundamental de esta unidad es reducir la dureza del agua de río hasta cero por los daños que estos generan, con el objeto de utilizarla como agua de alimentación de las calderas. El agua normalmente contiene una cierta cantidad de sales, entre las más importantes para la utilización en la generación del vapor se tienen: carbonato de calcio y carbonato de magnesio. Estas sales de no eliminarse antes de ser usada en las calderas pueden producir incrustaciones en los tubos. Las incrustaciones es la formación de depósitos sólidos y duros sobre la superficie interna de los tubos. Para evitar esta formación en la planta de tratamiento de agua se tiene el proceso de suavización en caliente que consiste en la formación de flóculos producto de la reacción de la cal con las sales y lodos que contiene el agua. Este proceso es llamado Termocirculador. Luego del proceso termocirculador, se filtra el agua en filtros de carbón y finalmente se efectúa el intercambio iónico en los suavizadores de zeolita, en

donde se disminuye el contenido de carbonato de calcio hasta valores de cero, después de esto el agua se almacena para alimentar las calderas según la demanda de vapor.

CRITERIOS DE DISEÑO EN EL PROCESO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR

Petróleo Viscosidad

20 – 1000 cP

Gravedad

12º – 25º API

Composición

No Crítica

Yacimiento Espesor

30

Porosidad

> 30 %

Profundidad

300 – 3300 pies

Saturación de Petróleo

> 500 Bbls (acre – pie)

Transmisibilidad

kh/μ > 100 mD – pies cP

Permeabilidad

> 200 mD

Agua Las propiedades del agua de formación no son críticas. El agua para la generación del vapor debería ser relativamente suave, ligeramente alcalina, libre de oxigeno, de sólidos, de petróleo, de H2S y de hierro disuelto. Litología Contenido de arcillas bajo.

Factores Favorables Alto Фh Bajo costo de los combustibles Disponibilidad de pozos que puedan ser utilizados Alta calidad del agua Alta densidad de pozo Alto espesor neto con relación al total Factores Desfavorables Fuerte empuje de agua Capa grande de gas Fracturas extensivas Otras consideraciones adicionales importantes son: el tamaño del arreglo, así, éste podría determinar las pérdidas de calor vía el tiempo de flujo. La presión del yacimiento es un factor importante y significativo, ya que altas presiones del yacimiento requerirán altas presiones de inyección de vapor, lo cual se traduce en mayores temperaturas de inyección.

CONCLUSIÓN El vapor, algo tan sencillo de producir, se puede utilizar para muchísimas cosas. En este trabajo, solo pusimos algunas aplicaciones en la industria petrolera, sobre todo, en la que mayor énfasis pusimos, fue en la recuperación secundaria por inyección de vapor. Cuando un pozo se encuentra en una etapa en que económicamente no conviene producirlo debido al alto costo que esto conlleva , podemos utilizar la inyección de vapor para lograr explotar dicho pozo.

REFERENCIAS Metodología para Evaluar Sistemas de Generación y Distribución de Vapor". Conae 2000, 1ª. Edición, México.

Plauchu Lima, Alberto, "Eficiencia en Calderas", 1a. Edición, México, D. F.