Informe de Gas 3

 

UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA  PIURA  FACULTAD DE INGENIERIA DE MINAS

ESCUELA INGENIERIA DE PETROLEO

TEMA

: BATERIA DE PRODUCCION

CURSO

: GAS III

CICLO

:

IX CICLO

DOCENTE

: ING.JOAO FERNANDEZ RAMOS

ALUMNO

: JOSE LUIS HUIMAN FARIAS

 

Introducción En el presente trabajo conoceremos los procesos de facilidades de producción que se realizarán así como la definición de los materiales y herramientas que se utilizan en las baterías de producción en el Noroeste de nuestro país. Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos y materiales requeridos en superficie para la recolección, separación y tratamiento de fluidos, así como ladecaracterización y medición de crudo, cada gas unao agua de las corrientes provenientes los pozos pr oductores, oductores, bien sea e impurezas”. Ya que en los diferentes puntos de una batería se encuentran ubicados equipos e instrumentos, los cuales manejan, controlan y tratan el crudo, agua y gas provenientes del yacimiento, para lo cual se debe contar con la calificación de los operadores de producción, encargados de la operación. Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos y materiales requeridos en superficie para la recolección, separación y tratamiento de fluidos, así como la caracterización y medición de cada una de las corrientes provenientes de los pozos productores, bien sea crudo, gas o agua e impurezas”. En necesario que las personas que dirigen u operan un campo petrolero, conozcan el funcionamiento y procedimientos operativos de los equipos y facilidades de producción instaladas para lograr que los procesos sean más eficientes, considerando los requerimientos de los clientes y cumpliendo con la legislación ambiental. Los supervisores, técnicos y operadores deben Identificar la importancia y el manejo de las principales variables que inciden en las operaciones de superficie en los campos petroleros, basados, tanto en los aspectos teóricos, como en la experiencia de campo para mejorar las habilidades, actitudes y aptitudes del personal y optimizar el diseño de las facilidades y los costos de producción, considerando las condiciones cambiantes que presenta la producción de un campo petrolero. Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la l a explotación de los servicios los  servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte t ransporte para absorber las variaciones de consumo. de consumo.   El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, petróleo,  nafta, fuel  fuel oíl, diésel oíl, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura  temperatura ambiente,  ambiente, se  se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. Para la construcción de los mismos se emplean láminas l áminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura la  estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje.

 

  La industria petrolera de hoy requiere que el personal que desarrolla las actividades de producción y mantenimiento de pozos mejore sus competencias para que su trabajo lo haga en forma más integrada, que ejerza un liderazgo efectivo y que aplique las mejores herramientas de gestión para lograr una mayor eficiencia, eficacia y efectividad en el diseño y en los programas de trabajo que a diario se realizan en los campos de producción.

 

Batería de Producción Definición: Es el Conjunto de Líneas, válvulas, vasijas, equipos y accesorios mediante los cuales se realiza el manejo de los fluidos provenientes de los pozos, efectuando la recolección, separación de las dos o tres fases, encausarlos al sitio de almacenamiento, medirlos y entregarlos al comprador, todo lo anterior debe realizarse con seguridad, sin alterar el equilibrio del medio ambiente y operacionalmente eficiente. Las baterías de producción son llamadas también facilidades de producción y/o estaciones de producción.

ELEMENTOS DE UNA BATERIA DE PRODUCCION 1. Sistema de Recolección:   Múltiple de producción. 

2. Sistema de Separación:   Separador de producción general.   Separador de prueba.   Scrubber 





3. Sistema de Tratamiento:   Bombas de inyección de química   Tratador térmico de producción general.   Tratador Electróstatico   Gun Barrel (Tanque de lavado). 







4. Sistema de Almacenamiento:   Tanques de almacenamiento de crudo.



5. Sistema de Transferencia:   Bomba de transferencia.   Unidad L.A.C.T. 



6. Sistema de Seguridad y Contraincendios:   Muros de contención.   Extintores o Sistema de espuma   Sistema de agua para enfriamiento 





 

7. Otras Facilidades:   Caseta del operador.   Laboratorio.   Compresor de aire.   Skimmer (Desnatador). 

 



 

Definición Materiales y Herramientas: Se usan para facilitar la realización de la producción de petróleo crudo: a) Medidor de flujo: Recopila la información que arroja una una prueba de producción de un poz pozo o de petróleo en una prueba de producción de superficie Dependiendo de los parámetros calculados calculados por el computador se determina la geometría exacta, para lograr los caudales deseados de producción. Parámetros obtenidos:            

Presión (psi) Presión estática Presión diferencial Temperatura Rate o flujo en el instante Total de producción

b) Manómetro: La medición fiable de la presión es una condición imprescindible para controlar los procesos y para ello existen innumerables variantes de manómetros y de transmisores de presión para aplicaciones en cualquier sector. c) Registrador de gas o Partum mecánico: Es un medidor de volumen a través del plato de orificio y usa la siguiente formula:  

 = √ (( +  )  ACCESORIOS: a) Válvulas: check: tiene  tiene por objetivo cerrar por completo el paso de -válvulas check: un  fluido en circulación -bien sea gaseoso o líquido- en un sentido y un dejar paso libre en el contrario.  contrario. 

-Back Pression (contrapresión): Un tipo de válvula de retención, instalada generalmente en el colgador para tubería de producción, para

 

aislar dicha tubería. La válvula de contrapresión está diseñada para contener la presión proveniente de abajo, a la vez que permite que los fluidos sean bombeados desde arriba tal como puede requerirse para controlar el pozo.  pozo.  -Globo: Es un tipo de válvula que posee un tapón obturador en forma de cono sujeto y accionado por un vástago para abrir, cerrar o regular el flujo del líquido o gas que pasa por el orificio or ificio de paso que se encuentra en el cuerpo de la válvula. - Regulador De Presión: Los reguladores de presión son aparatos de control de flujo diseñados para mantener una presión constante aguas abajo de los mismos. Este debe ser capaz de mantener la presión, sin afectarse por cambios en las condiciones operativas del proceso para el cual trabaja. La selección, operación y mantenimiento correcto de los reguladores garantiza el buen desempeño operativo del equipo al cual provee el gas. -Compuerta: válvula que abre mediante el levantamiento de una compuerta o cuchilla (la cuál puede ser redonda o rectangular) permitiendo así el paso del fluido.  fluido.  Lo que distingue a las válvulas de este tipo es el sello, el cual se hace mediante el asiento del disco en dos áreas distribuidas en los contornos de ambas caras del disco. Las caras del disco pueden ser paralelas o en forma de cuña. Las válvulas de compuerta no son empleadas para regulación. Ventajas:    

Alta capacidad. Cierre hermético.   Bajo costo.   Diseño y funcionamiento sencillos.   Poca resistencia a la circulación. -Mariposa: Dispositivo para interrumpir o regular el flujo de un  un  fluido en un conducto, aumentando o reduciendo la sección de paso mediante una placa, denominada «mariposa», que gira sobre un eje. -Choke o been: Mantener been: Mantener la producción con presiones y caudales caudal es controlados de acuerdo al programa.

 

  Minimizar ries riesgos gos de daño en las formaciones a través del control de flujo racional.

o

  Proteger los equipos de superficie.

o

  Controlar p posibilidades osibilidades de con conificacion ificacion d de e agu agua a o de gas en pozos petrolíferos.

o

  Permite obtener in información formación real para calcular el índ índice ice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el caudal

o

b) Codos: 90, 45

 ACCESORIOS

PROPORCION DE LONGITUD EQUIVALENTE (L/D)

GLOBO (ABIERTA)

340 150

VALVULA CHECK CODO 90º

30

CODO 45º

26

TEE

60

Caída de presión en accesorios:

 =    

c) Bomba de Transferenc Transferencia: ia: Cumple con la función de enviar permanentemente y a una presión determinada, combustible a la bomba inyectara, para cualquier régimen de velocidad del motor.  motor.  

d) Bomba Neumática: Es un tipo de bomba de desplazamiento positivo alternativo, en la que el aumento de presión se realiza por el empuje de unas membranas elásticas (o diafragmas) que permiten crear un volumen

 

variable en la cámara de bombeo, aumentándola en la fase de aspiración y reduciéndola en la fase de expulsión del fluido. fl uido.  

COMPONENTES: a) Manifold :  : En la batería todos los pozos llegan a un sitio común conocido como múltiple, serpentíno serpentíno manifold y de aquí cada pozo es enviado a un sitio sitio determinado en la batería. Los colectores son tuberías que toman la producción de uno o varios pozos, y la llevan a un sitio determinado en la batería como separadores, calentadores, tanques, etc. Los múltiples reciben y centralizan la producción de pozos que tienen línea de flujo individual o compartido. Actualmente, se están construyendo baterías con múltiples satélites que agrupan pequeños grupos de pozos y los encausan hacia la batería por medio de dos líneas, una troncal para la general y otra para la prueba Generalmente está conformado por cuatro colectores: De producción general, de prueba, de recirculación y de seguridad, siendo los dos últimos utilizados de manera opcional.

b) Separador de prueba y Totales: Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques tanq ues para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas. Para realizar la separación de gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, con capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y gas, a determinadas presiones y etapas de separación. Los separadores se fabrican de acero cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión.debe Además, en el interior del separador, a travésy de diseños apropiados, procurarse el mayo despojo de petróleo gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.

 

Control del Separador:  Aunque el separador separador está diseñado diseñado para realizar realizar la separación separación de fases, la la calidad de esta separación depende del control de sus condiciones de operación, de los accesorios y de los caudales que llegan. Una buena separación de fases depende de factores tales como:   Características físicas y químicas del crudo.

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

  Temperatura y presión de operación.   Cantidad de fluido que se necesita tratar.   Tamaño y configuración configurac ión del separador.





En condiciones normales de operación los controles de operación de un separador son un control de presión y un control de nivel cuyo funcionamiento es el siguiente:  

El control de Presión: mantiene constante la presión del separador regulando la salida del gas; si la presión aumenta por encima de la presión de operación esta presión actúa sobre la válvula de control de salida de gas y hace que se abra más para permitir mayor paso de gas; si la presión disminuye por debajo de la presión de operación, la válvula que controla la salida de gas se cierra un poco y de esa manera bloquea un poco la salida de gas permitiendo que el separador se presurice suavemente.

 

El control de Nivel: mantiene Nivel:  mantiene el nivel de líquido en el separador actuando sobre la válvula que controla la salida de líquido; si el nivel está por encima de un valor establecido el control de nivel hará que la válvula se abra más y aumente la salida de líquido y cuando el nivel de líquido está por debajo del valor establecido el control hace que la válvula se cierre un poco y de esa manera disminuye la salida de líquido. Si el nivel de líquido está por encima del valor fijado es posible que el gas salga con algo de humedad y si el nivel de fluido es bajo el líquido sale con algo de gas. La altura a la cual se debe mantener el nivel de fluido se establece con base en la práctica y dependiendo del tipo de fluido a tratar y de las características del separado separador, r, pero obviamente los niveles deseados son; que no vaya gas libre en el líquido, al igual que no debe ir líquido por la línea de gas. De igual manera se debe proceder con la presión de operación; si la presión del separador está por encima de la presión de operación el gas saldrá con más humedad y si la presión está por debajo de la presión de operación, que es un valor establecido, disminuye disminuye la capacidad de separación al gas.

Los Separadores a emplear son de fase bifásica  

epa arad radores ores de prueba prueba  Los s ep Se utilizan cuando por causa de variación en los parámetros de producción de un pozo particular, se necesita someter su producción individual a medición, lo cual se realiza a través del manifold.

 

Secciones de un Separador: Generalmente los separadores constan de cuatro secciones, aunque es de aclarar que esto puede variar dependiendo del tipo de separador .Las cuatro secciones son: 1. Sección de Separación Primaria: Es la entrada de los fluidos al separador y allí ocurre la primera separación de fases, entre el gas que viene libre y el líquido. Generalmente el separador en esta sección posee dispositivos, que imparten fuerza centrífuga, distribuyen la corriente que está entrando y/o disminuye la turbulencia para que se presente una separación más rápida. En esta sección la separación es por gravedad y fuerza centrífuga. 2. Sección Secundaria: En esta sección el mecanismo de separación de fases f ases es la gravedad, ya que hace que el líquido arrastrado por el gas en la primera etapa, al circular por esta sección se precipite por gravedad por ser más m ás pesado que el gas. 3. Sección Acumuladora de Líquido: El Líquido: El líquido que precipitado se acumula en esta sección, donde permanece un determinado tiempo en reposo permitiendo que pueda escaparse el gas que se ha venido atrapado en él. El tiempo que permanece el líquido en esta sección se conoce como tiempo de retención el cual puede variar desde unos 30 segundos a 15 minutos, luego busca la salida, hacia tratamiento, si presenta emulsión o hacia tanques, si va libre de agua .En los separadores trifásicos, la sección acumuladora de líquido es más pequeña, para cada una de las fases y se tiene de manera adicional la separación de agua y petróleo; Presentando así dos salidas, una para el agua y otra para el petróleo. 4. Sección Extractora de Humedad: La Humedad: La sección extractora de humedad se encarga de retirar las gotas de líquido que quedan en el gas, las cuales son tan pequeñas que no alcanzaron a precipitarse por gravedad. Dentro de esta sección se encuentran unos dispositivos donde queda atrapado el líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo hasta alcanzar un tamaño lo suficientemente grande para caer. La sección extractora de humedad es conocida también como extractor de niebla o neblina. Al salir el gas de esta sección con la mínima cantidad de líquido posible pasa a buscar la salida del gas del separador y luego la línea colectora de gas

 

 

 

 

c) Volumiter: Instrumento para medir los volúmenes de gases o líquidos introduciéndolos en un recipiente de capacidad conocida. conocida.  

d) Scrubber o depurador de gas: Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la l a línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías t uberías de recolección a las plantas las  plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores con motores a gas. El proceso de medición de fluidos f luidos y posterior procesamiento de datos, de datos, se  se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en La información la planificación la  planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades f acilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. las  bombas. Algunas  Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis los  análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la l a prueba de pozos.

 

 Alguno de los usos para depuradores de gas son: son: limpiar gas (1) para combustible para calentadores, hervidores, generadores de vapor, motores; (2) para gas de control para plantas pl antas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores; (5) Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6) Aguas arriba del sistema de distribución de gas; (7) Aguas arriba de y en líneas de transmisión de gas para remover líquidos entrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulación de presión; y (9) Aguas abajo de la línea de transmisión de gas de plantas de compresión para remover el lubricante de la línea.

a) Quemador de gas: el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. b) Compresores: aumentar la  la presión y desplazar cierto tipo de fluidos llamados compresibles  compresibles  c) Gun barrel barrel:: Este equipo de producción es esencial dentro del tratamiento tr atamiento del crudo previendo una mejor calidad del mismo mi smo y facilitando su posterior procesamiento en las plantas de refinación.  refinación. 

En general, no tienen calentamiento aunque en zonas frías son aislados térmicamente del exterior cuando el fluido ingresa a temperatura. Tienen un sifón lateral, vistos lateralmente presentan tres secciones verticales: - Gas (superior). - Petróleo (media, zona de decantación). - Agua separada (zona de lavado o corte). Los Gun Barrel son, básicamente tanques sedimentadores, y existen un número muy grande de diseños interiores.

d) Tanque de A Almacenamiento: lmacenamiento: Los  Los tanques de almacenamiento suelen ser usados para almacenar líquidos, y son ampliamente utilizados en las industrias de gases, del petróleo, y química, y principalmente su uso más notable es el dado en las refinerías por sus requerimientos para el proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado; de los productos y subproductos que se obtienen de sus actividades. actividades.  

 

e) Poza API: Es una poza de evaporación de agua  agua  

Batería de Producción Noroeste  

GMP

   

PETROMONT LOTE II GMP LOTE III GMP LOTE IV GMP LOTE V SAPET LOTE VII/VI UNIPETRO LOTE IX OLYMPIC LOTE XIII PETROMONT LOTE XV PETROMONT LOTE XX

             

LOTE I

 

Batería de Producción N°16: Materiales y Herramientas:

Medidor de flujo: Parámetros obtenidos el día: 24/ 08/ 2017 desde 4 am hasta 11.40            

Presión (psi)= 10.51 Presión estática= Presión diferencial= 2.523 Temperatura = 80ºF Rate del día anterior= 433.5 M pies ^^3 3 Total de producción= 133.8 M pies ^^3 3

El recorredor viene cada 3 horas para ver el volumen de gas. COMPONENTES: Manifold: llega agua, petróleo y gas. Este contiene 3 válvulas de 3 bridas: hacia Manifold: llega abajo significa abierto total, hacia arriba significa que está en prueba y al costado significa cierre total. Separador de prueba y Totales: Hay 1 separador de totales y 2 separadores de prueba. Bifásicos

total:  S eparador total: C apa paci ci da dad: d: 36B bl blss   Di áme metro: tro: 10 pulg . Presi ón ón:: 10 ps ps i    S eparadores de prueba:   C ap apacidad acidad:: 12.6 B bl blss   Di áme metro: tro: 3.6 pulg .  A ltura: 10 pulg .  

 

Volumiter: posee una válvula de 4 fases. Desfoga cada vez que llena.

V olumiter del S epa eparador rador total: total: C apa paci ci da dad: d: 01 B bl blss   Di áme metro: tro: 24 pulg .  A ltura: 36 3 6 pulg  

V olum olumiter iter de los S epa eparadores radores de prueba: prueba:   C ap apacidad acidad:: 01B bl blss   Di áme metro: tro: 30 pulg .  A ltura: 40 pulg .  

 

Etapas de una batería de Producción

Etapa de Recolección: Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.  clusters.  Etapa de Separación: Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla m ezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido –  –gas gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador. separador.   Etapa de depuración: Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o mini plantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.

Etapa de Medición del Petróleo y Gas: Es de simpleza hablar de estos componentes ya que la medida del volumen del petróleo es contado por una herramienta llamada volumiter y se mide en barriles, mientras que el gas se contabiliza en pies cúbicos en una herramienta llamada El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo. La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades Para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis

 

hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

Etapa de Calentamiento: Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado l levado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costa fuera (mar, ( mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.

Etapa de Deshidratación: Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento tr atamiento de efluentes. efluentes.   Etapa de Almacenamiento del Petróleo: Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.   despacho. Etapa de Bombeo: Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en llos os tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías r efinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.  transferencia.  Etapa de Fiscalización: Limites PTB:  PTB: 10 libras de sal por barril de crudo. API: API: Petróleos de grado API mayor a 18. BSW: 5% de agua y sedimentos. BSW:

 

Lote1 Graña y Montero (milla 6): Estación de compresión de gas: Puede Comprimir 9 millones pies 3 gas diarios Tiene 4 equipos equipos o compres compresores ores que so son: n:   C1 1 –  – 1  1 millones



  C2 2 –  – 2  2 millones   T 12 12 –  – 3  3 millones   T8 8 –  – 3  3 millones







 Admite, comprime y descarga descarga Posee un Poder calorífico 11.70 Para su medición utiliza placas con orificios  Analizador de gas cromatry cromatógrafo cromatógrafo b- 60 Líneas de recolección recolecta todo de la 7 baterias que son:              

      

20 2-11 16 17 2- 12 2-10 2- 01

En el caso de las Maquinas etapas puede circular una presión:  

10 10 –  – 80  80 psi   80 80 –  – 200  200 psi   200 – 200 – 360  360 psi Posee Pozos promedio: 150 pozos. Manifold de producción petróleo agua y gas Tiene Válvulas de 3 vías:  

1 totales   2 de prueba Los Liquidos se separan atraves del volumiter. Se mide en el tren de misión el computador de flujo Toda batería tiene un secador así como cada batería tiene un quemador En el caso de las Bomba neumática de química Prochen química que inyectan

 

Hay una variación del volumen de gas por la distancia que hay en la tubería.  

Gas de alt alto o proc proceso eso de enviar   Gas de b bajo ajo proc proceso eso s se e recole recolecta cta

 

Unidad de bombeo: Sistema de plunger lift: Lote 4 Plunger lift: Se encuentran encuentran 6 Pozos abandonados y 2 Pozos asistidos Lote 4 Puede contener la energía que tiene 380 hasta 480 psi Tiene una Producción 14 bbl/día por cada pozo

 A continuación vamos a hablar hablar del método artificial Plunger lift

Plunger lift:

El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con conexión en T (Flow Tee), un muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y cerrar el pozo, y por supuesto, un plunger o pistón libre. También requiere de una superficie interna de tubing lisa y un diámetro uniforme. Este método no requiere de energía adicional a la del yacimiento, pero si necesita espacio donde la energía de gas se pueda almacenar para luego ser suministrada al tubing a una tasa alta. Usualmente se utiliza el anular entre el tubing y el casing para este propósito, pero, si el pozo ha sido fracturado, el espacio de la fractura es también una buena opción. La energía del gas es usada para empujar el pistón, transportando un pequeño bache de líquido hasta la superficie. Después de producir el gas de cola, el pozo se cierra y el pistón cae de nuevo al fondo. El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo. El principio del émbolo es básicamente la utilización de un pistón libre actúa como una interfaz mecánica entre el gas de formación y los líquidos producidos, aumenta considerablemente la eficiencia de elevación del pozo. pozo.  

 

Funcionamiento del sistema se inicia cierre en la línea de flujo y permitiendo que el gas de formación f ormación que se acumulan en la corona de la carcasa a través de separación natural. La corona actúa principalmente como un reservorio de almacenamiento de este gas. Después de que la presión se acumula en la l a carcasa de un determinado valor, se abre la línea de flujo. La rápida transferencia de gas de la carcasa a la tubería además de gas desde la formación crea una alta velocidad instantánea que provoca una caída de presión entre el émbolo y el líquido. El émbolo, a continuación, se mueve hacia arriba con todos los líquidos l íquidos en el tubo por encima de él. Sin esta interfaz mecánica, habría recuperada sólo una parte de los líquidos.

La aplicación del “Plunger Lift” tiene como objetivo, optimizar la producción de petróleo utilizando el gas como fuente de energía, de esta manera logramos producir un flujo multifásico con un sistema de extracción extremadamente económico.

 

 La operación req requiere uiere de la realiza realización ción de varios cic ciclos los diarios. Cada c ciclo iclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con el objeto de:

1. Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lu lubricador bricador en boca de pozo, mantenido por el flujo f lujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del líquido acumulado durante la fluencia.

2. Permitir que el pozo acumule suficiente presió presión n en el espacio a anular nular para que la expansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el líquido acumulado.

Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el usuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tenga la energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiere abrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo.

Ventajas:   Económico. Reduce costos de levantamiento.



  Ofrece una gran variedad de diseños.



  Gran cantidad y variedad de controladores en superficie.



  Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores.



  Conserva la presión de gas en formación.



  Incrementa la Producción.



  Produce desde una presión baja en casing.



  Disminución del pro promedio medio de BHP, lo que c causa ausa u un n incre incremento mento e en n



la producción.   Maximizar el drawdown y mantener la curva de declinación normal.



  Aplicable a diferentes condiciones de pozo.



  Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas.



  No necesita energía adicional o externa para funcionar.



  Bueno en pozos desviados.



 

  Desventajas:

  El sistema utiliza GLR específicas.



  Produce a 400 BPD.



  No es adecuado para pozos con migración de sólidos.



 

 

 

 

 

 

 

Conclusiones:  

La producción producción es una una de las fases más importantes de la industria petrolera por el tiempo que dura la misma y de ella depende el desarrollo y sostenibilidad de la empresa. En los diferentes puntos de una batería se encuentran ubicados equipos e instrumentos, los cuales manejan, controlan y tratan el crudo, agua y gas provenientes del yacimiento, para lo cual se debe de contar con la calificación de los operadores de producción, encargados de la operación.

 

En la visita que hemos realizado al lote lote Podemos darnos cuenta cuenta que para para la producción del crudo en algunos casos se utiliza el método artificial Plunger lift Porque conserva la producción de gas en producción y porque es más económico y por el tipo de terreno.

 

El método de plunger lift resulta más eco económico, nómico, ya que en casos casos de instalación, reparación y mantenimiento, resulta mucho más económico que cualquiera de los demás de más métodos de levantamiento artificial, además que es muy efectivo para hacer que un pozo que se encontraba con una producción pobre, se vuelva un pozo totalmente rentable.

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El sistema Plunger lift puede ser usado en: Pozos altamente desviados, Pozos alejados y Pozos marginales usando una unidad de bombeo. Se aconseja utilizar el sistema en pozos donde el aporte de arena sea mínimo.   mínimo.

 

Bibliografía:  

Bateria de Produccion Produccion –  –scrib scrib   Plunger Lift- Buenas Tareas   Elementos de una batería de Produc Produccion-scrib cion-scrib 

  Apuntes de la visita al lote