UNIDAD I. Caracterización del Gas Natural
Orígenes de los Hidrocarburos
Trampas de Hidrocarburos
Trampas Estructurales
Trampas Estratigráficas
Trampas Mixtas
Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos
Yacimientos de Petróleo
Yacimientos de Gas- Petróleo
Yacimientos de Condensado
Yacimientos de Gas Seco
Composición del Gas Natural.
La Historia del Gas Natural en Venezuela
Mezclas de Gas Natural:
Impurezas del Gas Natural
Clasificación del Gas Natural En función de la Composición: Gas Ácido. Gas Dulce. Gas pobre o Gas seco. Gas Rico o Gas Húmedo. Gas condensado. Gas asociado. Gas no asociado.
Utilidad Industrial del Gas Natural
Fabricación de Cerámicas.
Industria del Vidrio
Industria Textil
Industria Química
Industria del Cemento
Nuevas Tecnologías de Gas Natural
Subproductos del Gas Natural
Gas Natural Licuado (GNL)
Líquidos del Gas Natural (LGN)
La Gasolina Natural (GN)
Determinación del Octanaje de la Gasolina
Procesos Para Hacer más y Mejor Gasolina
Procesos Para Mejorar la Gasolina Natural
Gasolina Comercial
Definición de Nafta
Otros Componentes del Gas Natural
Gas Natural Comprimido
Gas Transformado a Líquido (GTL)
Utilización de los Líquidos del Gas Natural (LGN)
Utilización Como fuente de energía/ combustible
El Gas Licuado de Petróleo (GLP)
El- Gas Natural para Vehículos (GNV)
Ventajas de la Utilización del Gas Natural
Desventajas en la utilización del GNV
Industrialización y Tratamiento de Gas Natural
Procesamiento de Gas Natural
Procesos de Tratamientos del Gas Natural
La obtención del Gas Natural
Tratamiento
Compresión
Transporte de Gas.
Almacenaje
Regulación de Presiones
La Distribución.
La Medición
Utilización
Producción del Gas Natural en Venezuela
Contaminantes del Gas Natural
Tratamientos de Gas Natural
Proceso de Endulzamiento del Gas Natural
Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción
Proceso de Absorción con Solventes Químicos
Endulzamiento de Gas Natural con Aminas
Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural
La Monoetanolamina (MEA.)
La Dietanolamina (DEA).
La Metildietanolamina (MDEA).
La Trietanolamina (TEA)
Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente
Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S)
Proceso de Absorción con Solventes Físicos
Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos
Proceso de Endulzamiento por Adsorción
Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa
Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares
Proceso de Endulzamiento por Membranas
Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno
Consecuencia de no Realizar el Proceso de Endulzamiento del Gas
Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente
Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover
Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar
Especificaciones del Gas Residual.
Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado
Otros factores a tomar en cuenta son
Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento
La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos
Degradación de los solventes
Costos operativos y confiabilidad del proceso
Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA.
Corrosión por Presencia de Gases Ácidos
Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO2).:
Tipos de Corrosión por CO2:
Factores que influyen en el fenómeno de corrosión por CO2.
Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H2S)
Corrosión bajo tensión Por presencia de Sulfuro de Hidrógeno (CBTS)
Corrosión por efecto combinado de CO2 y H2S
Proceso de Deshidratación del Gas Natural.
Evitar la formación de hidratos
La Formación de Hidratos en el Gas Natural
Para evitar la formación de hidratos.
Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución
Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos.
Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas
Determinación de la Cantidad de Agua en el gas Natural
Proceso de Deshidratación del Gas Natural:
Enfriamiento Directo
Expansión del Gas a una Baja Presión:
Expansión Isentálpica
Expansión Isentrópica.
Transferencia de Calor:
Conducción de Calor
Convección de Calor
La Combinación de Radiación y Absorción
Reacciones Químicas en la deshidratación de gas natural
Deshidratación por Absorción.
Deshidratación del Gas Natural con Glicoles
Los factores que influyen en la selección del glicol son:
Bajo costo
Viscosidad
Reducción del Punto de Rocío
Solubilidad del Glicol.
Presión de Vapor
Factores de Deterioro del Glicol
La acidez
La solubilidad de las aminas en glicol
Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas.
Formación de Espumas.
Absorción de Hidrocarburos
Punto de congelamiento de la solución agua – glicol.
Pasos de un Proceso de Deshidratación con Glicol
La Concentración del Glicol
La Tasa de Flujo del Glicol
El Número de Platos.
Deshidratación del Gas Natural por Adsorción
Adsorción Química
Adsorción Física
Material Utilizado en la deshidratación por Adsorción
Tamices Moleculares.
Alúmina Activada
Silica Gel
Carbón Activado
Proceso de Deshidratación de Gas Natural Por Adsorción
FIGURAS
Figura 1 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural
Figura 2 Estructura de las Aminas
Figura 3 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas
Figura 4 Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Amina
Figura 5 Proceso Típico de Una Planta de Endulzamiento con Amina
Figura 6 Contenido de agua en los hidrocarburos, según Mc Ketta- Webe
Figura 7 Contenido de agua en C02 saturado en Mezclas de Gas Natural
Figura 8 Contenido de Agua en el Sulfuro de Hidrógeno
Figura 9 Unidad de Deshidratación con TEG
Figura 10 Esquema de la Planta Deshidratadora Orocual
Figura 11 Unidad de Deshidratación por Adsorción
CUADROS
Cuadro 1: Composición y Porcentaje de una Mezcla de Gas Natural
Cuadro 2: Composición Típica de Hidrocarburos
Cuadro 3 Constantes de R. BukaceK
UNIDAD II: Propiedades del Gas Natural
Propiedades y Características del Gas Natural
Clasificación de las Sustancias Gaseosas
Gases Inflamables
Gases no Inflamables
Gases Reactivos
Gases Tóxicos
Clasificación de los Gases Según sus Propiedades Físicas
Gases Comprimidos
Gases Licuados
Gases Criogénicos
Gases Disueltos a Presión
Modelo de un Gas Ideal
Leyes de los Gases ideales
La ley de Boyle
Ley de Charles
Hipótesis de Avogadro
Ley combinada de los gases ideales
Ley de Dalton de las presiones parciales
Ley de Amagat
Ley de Graham
Teoría Cinética de los Gases Ideales
Propiedades de los Gases
Difusión de los Gases
Efusión
El Modelo de un Gas Ideal
Comportamiento del Gas Natural
Composición del gas natural
Análisis del Gas Natural:
Método de Análisis del gas Natural
Fraccionamiento a Baja Temperatura
Espectrómetro de Masa
Espectrómetro de Absorción Infrarroja
Cromatografía de Gases
Cromatografía de Gases
Análisis Cromatográfico
Medida de la altura o área del pico
Métodos Mecánicos: Planimétricos, Corte y Pesada
Análisis Cualitativo
Análisis Cuantitativo
Densidad de los Gases
Mezclas de Gases
Peso Molecular Aparente (MA)
Gravedad Específica de los Gases (γG)
Ecuaciones de Estado Para los Gases
Ecuación de Estado de Van der Waals
Constante de Van del Waals
Ecuación Polinómica la Ecuación de Van der Waals
Ecuación de Estado de Redlich- Kwong (RK)
Ecuación Polinómica de (RK) 28
Ecuación de Estado de Soave- Redkich- Kwong (SRK)
Ecuación Polinómica de(SRK)
Ecuación de Estado de Peng- Robinson (PR)
Ecuación de Estado de Clausius
Ecuación de Estado de Dieterici
Ecuación de Estado de Lorente
Ecuación de Estado de Berthelot
Ecuación de Estado de Wohl
Ecuación Estado del Virial
Ecuación de Estado De Benedict- Webb- Rubin
Ecuación de Estado de Beattie – Bridgeman
Condiciones Críticas Para los Gases
Temperatura Crítica
La presión crítica (PC)
El volumen crítico (VC)
Métodos para Determinar Las Condiciones Seudorcriticas
A través de la Gravedad Específica (γG) En Forma Gráfica
A través de Correlaciones Matemáticas
A través de la Regla de Stewart- Burkhardt- Voo (SBV)
Por el Método de Refracción Molecular de Eykman (EMR)
Corrección de (TSC y PSC) por impurezas de H2S y C02
Corrección de Wichert y Azis
Corrección: Carr , Kobayashi y Burrows (CKB)
Factor de Compresibilidad (Z)
Estado Correspondientes
Método de Cálculos Para el Factor de Compresibilidad
Método Gráfico de Standing y Katz
Método de EMR
Método de Correlación de Pitzer
Método de Ajuste de Hall y Yarborough
Método de Ajuste de Saren
Método de Ajuste de Dranchuk- Pulvis - Robinson (DPR)
Método de Ajuste de Dranchuk -Abou- Kassen (DAK)
Calculo de Z a Partir de las Ecuaciones de Estados
Ecuación de Van der Waals
La ecuación de Soave- Redlich- Kwong (SRK)
La Ecuación de Redlich- Kwong (RK)
Ecuación de Peng- Robinson (PR)
Propiedades del Gas Natural
Relaciones PVT
La Compresibilidad de los Gases (CG)
Viscosidad del Gas Natural (μG)
Métodos Para Determinas la Viscosidad de un Gas
Método de. Standing
Método de Carr- Kabayashi y Barrows
Método de Ajuste de Dempsey
Valor Calorífico del Gas Natural
Poder Calorífico Total (PCT)
Poder Calorífico Neto (PCN)
Contenido Líquido de un Gas o Riqueza de un Gas" (GPM)
Gradiente de Presión del Gas
Punto de Burbujeo
Punto de Rocío
Conductividad Térmica para los Gases (λG)
Fugacidad (ƒ)
Densidad de Hidrocarburos Líquidos
Determinación de la Densidad de Hidrocarburos Líquidos
Método del EMR
Método Gráfico de la GPSA
Método de Standing y Katz
Presión de Vapor (PV) 78
Mezcla de Sistemas de Hidrocarburos Gas y Líquidos
FIGURAS
Figura 1 Ilustración de una Cromatografía Gaseosa
Figura 2 Análisis Cromatográfico para una muestra de gas natural
Figura 3 Isoterma de un Gas de Van der Waals
Figura 4 Determinación de las Propiedades Seudocriticas de Gases
Figura 5 Propiedades Sedorcríticos para el (C7+)
Figura 6 Factor de Compresibilidad Para el Gas Natural
Figura 7 Factor de Compresibilidad por el Método de la CRM
Figura 8 Factor de Compresibilidad, del Correlación de Pitzer (Z’)
Figura 9 Factor de Compresibilidad, de Correlación de Pitzer Z0
Figura 10 Viscosidad en a la presión de 1 atm y a la temperatura (F)
Figura 11 Determinación de cociente de Viscosidad para gases
Figura 12 Coeficiente Adimensional Para Determinar la Densidad Líquida
Figura 13 Relación (ρ /ξ) L para determinar la densidad líquida
Figura 14 Densidad Líquida en (g/cm3) para Hidrocarburos
Figura 15 Densidad Seudolíquida de Sistemas de Hidrocarburos
Figura 16 Densidad de Hidrocarburos Líquidos
Figura 17 Corrección de la Densidad Líquida Por Expansión Térmica de Líquidos
CUADROS
Cuadro 1 Cálculo del peso molecular aparente (Ma) en (lb/lbmol)
Cuadro 2 Resultado de Peng- Robinson
Cuadro 3 Parámetros Críticos de Hidrocarburos y otros Compuestos
Cuadro 4: Coeficiente de ERM para algunos compuestos
Cuadro 5 Determinación de la temperatura y presión seudocrítica Corregida
Cuadro 6 Resultado de Cálculo del Factor Z
Cuadro 7 Cálculos Para la Determinación de (Z)
Cuadro 8 Determinación de la Densidad Líquida
Cuadro 9 Resultado de Cálculo de Densidad Líquida
Unidad III Presión de Fondo en Pozos de Gas
Consideraciones Prácticas de las Ecuaciones de Estado
Cálculo de las Reservas a un Yacimiento de Gas Seco
Cálculo del Gradiente de Presión
El Cálculo de la Presión de Fondo de un Pozo de Gas
Presión de Fondo de un Pozo de Gas
La presión Estática de Fondo
Métodos Utilizados para Determinar la Presión Estática de Fondo de un Pozo de Gas
Método de Sukkar y Cornell
Método que considera la variación de la Densidad, la Temperatura y el Factor de Compresibilidad del Gas con la Profundidad
Método de la Densidad Promedio
Método de la variación de la Densidad del Gas con la Profundidad
Método de Cullender y Smith
Métodos de Registros de Presión Directos
Indirectos: Métodos analíticos
Presiones de Fondo Fluyente (PFW) en Pozos de Gas
Métodos de Cálculo de la Presión de Fondo Fluyente
Método de Sukkar y Cornell
Método de Smith
Método de Cullender y Smith
FIGURAS
Figura 1 Variación de la Densidad con la Profundidad
Figura 2 Verticalidad y Horizontalidad de Pozos
Unidad IV: Cálculo de Tuberías y Redes de Gas
Sistema de Gas
El Transporte de Gas
Propiedades de los Fluidos
Medios de Transporte de Gas
Carretera
Ferrocarril
Vía Aérea
Vía Marítima y Fluvial.
Tuberías
Factores que Influyen en el Transporte de Gas por Tuberías
Presión
Temperatura
Contenido de Hidrocarburos.
Compresibilidad del Gas.
Procesos que Influyen en el Transporte de Gas Natural por Tuberías.
Formación de Hidratos.
Proceso de Corrosión
Formación de Líquidos en los Gasoductos.
Sistemas de Redes de Transporte de Gas
Redes de Alta Presión
Redes de Media Presión.
Redes de Baja Presión:
Uso y Función de las Válvulas En el Transporte de Gas
Válvulas Antirrebose.
Válvula de Fondo
Válvula de Vapor
Válvula de Sobrepresión
Válvula de Carga.
Válvula de Descarga.
Válvula de Seguridad de Vacío
Válvula de Entrada de Presión
Válvula de Multiefecto
Principios de Transporte de Gas
Deducción de la Ecuación de Flujo de Caudal por Tuberías.
La ecuación o Teorema de Bernoull
Ecuación General de Pérdida de Presión
El Número Reynolds (Re)
Factor de Fricción (ƒ)
Consideraciones de la Ley de Darcy
Flujo de Fluidos por Tuberías
Flujo Estacionario
Flujo Transitorio
Flujo Uniforme
Flujo No uniforme
Flujo Laminar
Flujo Turbulento
Retención de líquidos en una tubería
Densidad del Fluido Bifásico
Velocidad Superficial.
Ecuación Para Flujo de Gases Totalmente Isotérmico:
Transporte de Gas por Gasoductos
Tipos de Fluidos en el Transporte de Gas Natural
Flujo Laminar
Flujo Transicional
Flujo Turbulento
Ecuación General para el Flujo de Gas a Través de Tuberías de Transporte de Gas
No se hace trabajo sobre el fluido por medios externos.
El flujo es permanente
Los gases se miden usualmente en términos volumétricos
El flujo ocurre bajo condiciones isotérmicas
El gas se comporta, según lo estipula la Ley de Boyle
La Tubería de transporte es horizontal.
Ecuación de Flujo en Tuberías de Gas
Tuberías Simples
Observaciones Sobre la Ecuación de Weymouth
Ecuación para el Cálculo del Caudal de Flujo de gas en una Tubería
Factor de Transmisión.
Ecuaciones de Caudal de Flujo en sistema de redes y tuberías de gas
Ecuación de Flujo de Panhandle
Recomendación Para las Ecuaciones de Flujo:
Ecuación de Weymouth
La ecuación de Panhandle.
Cálculo del Diámetro de una Tubería de Gas
Diseño de Tuberías y Redes de Gas
Tuberías Horizontales.
Sistemas Complejos de Tuberías o Distribución del Caudal en Tubería Enlazadas
Tuberías en Paralelo
Tuberías en paralelo de igual longitud
Tuberías en paralelo de diferentes longitudes.
Tuberías en Serie
Sistema de Equivalente de Tuberías
Diámetro Equivalente
Métodos Utilizados para Incrementar la Tasa del Caudal en una Tubería de Gas.
Incrementar la presión de entrada.
Reemplazando parte de la tubería vieja por una nueva de mayor diámetro
Colocación de un lazo.
Longitud del Lazo, según Weymouth
Longitud del Lazo, según Panhandle
Corrección del Caudal por Diferencia de Nivel
Caída de Presión de Velocidad de Flujo en Tuberías de Gas
La determinación de la velocidad máxima en una línea de gas
Determinación de la Presión de Trabajo en Líneas de Transmisión.
Calculo de Redes y Tuberías de Gas.
Método de Hardy Cross para el Cálculo de Tuberías de Redes de Gas.
Método Modificado de Hardy Cross:
Método de Renouard
Método de Demallaje Simplificado:
Método de Demallaje Simplificado Aplicado a Varias Fuentes y Múltiples.
Método de Solución de redes por Ensayo y Error
Simplificaciones necesarias en él calculo de una red de Gas
Reducción de una Red a un Sistema Equivalente
Calculo de Tuberías de Gas de Media y Alta Presión
FIGURAS
Figura 1 Esquema de un sistema de tuberías horizontales
Figura 2 Sistema de Tuberías en Paralelo
Figura 3 Sistema de dos Tuberías en Serie
Figura 4 Sistema de Tuberías Equivalentes
Figura 5 Sistema de Tuberías de Longitud Equivalente
Figura 6 Sistema de Tuberías Equivalente en Serie
Figura 7 Incremento de Caudal en una tubería de gas
Figura 8 Colocación de un Lazo en la Tubería Origina
Figura 9 Esquema de una Red de Tubería
Figura 10 Esquema de una Red Para el Método de Hardí Cross
Unidad V Potencial de Producción de Pozos de Gas
Búsqueda de Hidrocarburos
La Geoestadística
Utilización de la Geomecánica
Geofísica
Técnicas de Obtención del Gas
Producción de Gas
Transporte del Gas
Utilidades de Gas
Búsqueda de Yacimientos de Gas
Comportamiento de los Yacimientos de Gas
Flujo de Fluidos
Fluidos ideales
Flujo de un Fluido Real
Características de los Fluidos
Parámetros de Importancia de los Fluidos
Viscosidad
Capilaridad y Adherencia
Tensión Superficial
Densidad y Peso Específico
Clasificación de Sistemas de Flujo en el Yacimiento
La clase de fluidos
Geometría del yacimiento
La tasa relativa a la que el flujo se aproxima a una condición
de estado continúo después de una perturbación
Principales Fluidos del Yacimiento
Los Experimentos de Reynolds
Flujo Laminar
Flujo Turbulento
Liberación de Flujo de Gas en los Yacimientos
La Liberación Diferencial
Liberación Instantánea.
Movimiento de Fluidos en Yacimientos Ley de Darcy
La Permeabilidad
Aplicación de la Ley de Darcy
Índice de Productividad (IP)
Utilización del Análisis Nodal en Yacimientos de Gas
Curva de Afluencia
Flujo Abierto Absoluto (FAA)
Determinación de Flujo Abierto Absoluto (FAA) en Condiciones de Campo
Pruebas de Presión
Prueba de Contrapresión.
Pruebas de Contrapresión Modificadas.
Pruebas Isocronales.
Pruebas Isocronales Modificadas
Clasificación de los Sistemas de Flujo en el Yacimiento
Flujo Capilar
Flujo Radial de Gases en Estado Continuo y no Continuo
Flujo Isentrópico o casi Isentrópico
Flujo Subsónico con Rozamiento
Flujo de Multicomponente
Flujo Transitorio
Tipos de Flujo en tuberías horizontales o ligeramente inclinadas
Flujo Tipo Burbuja
Flujo Intermitente Tipo Pistón.
Flujo Estratificado Suave
Flujo Estratificado Ondulante
Flujo Intermitente Tipo Tapón
Flujo Anular
Flujo Tipo Disperso
Regímenes de Flujo en Tubería Verticales
Flujo Tipo Burbuja
Flujo Tipo Tapón
Flujo Espumoso
Flujo Anular
Flujo Tipo Disperso
Restauración de Presión en pozos de gas
Espaciamiento, Recuperación y Capacidad de Producción de Pozos de Gas
Desarrollo de un Yacimiento
FIGURAS
Figura 1 Comparación del Comportamiento de presión
Figura 2 Comportamiento de Presión en Pozos de Gas
Figura 3 Capacidad Óptima de Producción
Figura 4 Esquema de Comportamiento presión- Producción
Figura 5 Curvas de Comportamiento de Presión-Producción
Figura 6 Grafico de la Tasa de Flujo contra la Presión Diferencial
Unidad VI: Medición de Tasas de Flujo de Gas
Medidores de Flujo
Medición de Gas
Medición de Flujo
El Elemento Primario
Placa de Orifico
Caja de Orificio
Elementos Secundarios
Registradores de Flujo y Presión
Registros
Gráficos Lineales o Uniformes
Gráficos de Raíz Cuadrada
Elemento Terciario
Selección de los Medidores
Clasificación de los Medidores 1
Medidores de Cantidad 1
Medidores de Cantidad de Desplazamiento Positivo
Medidores de Flujo
Medidores de Cantidad
Medidores de Desplazamiento Positivo
Medidores de Flujo Diferencial
Selección del Elemento Primario, en Medidores Diferenciales
Los Elementos Primarios de Mayor Utilidad para los Medidores Diferenciales
Medidor Diferencial Tipo Tubo Pitot
Medidor Diferencial Tipo Tubo Ventura
Medidor Diferencia Tipo Tobera o Boquilla
Medidor Diferencial Tipo Vortex (Vórtice)
Medidor Diferencial Tipo Orificio
Medidor de Orificio tipo Concéntrico
Medidores de Orificio tipo Excéntrico
Medidor de Orificio tipo Segmentado
Requisitos a que debe de ajustarse la placa de orificio
Equipos e instalación de orificios de medición
Carrera de medición
Medidores de Placa de Orificio
Medidor Placa de orificio tipo Paleta
Medidor Placa de orificio tipo Placa Universal
Ventajas de la medición del flujo con medidores Caja de Orificio
Desventajas de la Medición del Flujo con Medidores Caja de orificio
Experiencias de mediciones de gas con Medidores de Caja de Orificio
Mantenimiento de los Medidores Placa de Orificio
Medidores de Flujo No diferenciales
Medidores No Diferenciales Tipo Rotámetro
Medidores no Diferenciales Tipo Turbina
Medidores no Diferenciales de Tipo Magnético
Medidores no Diferenciales de Tipo Sónico y Ultrasónico
Medidores de Flujo Ultrasónicos
Otros Medidores Utilizados en la determinación del Caudal de Gas
Medidores de Área Fija
Medidores de Área Variable
Medidores de Canal Abierto
Medidores de Masa de Flujo
Medidores Coriolis
Medidores de Gasto
Medidores Multifásicos
Limitaciones del Medidor Multifásico
Teoría de Medición del Medidor de Flujo Multifásico
Principio Operativo del Medidor de Flujo Multifásico
El Acondicionador de Flujo
El Medidor de Fracción de Energía Dual Gamma
Caracterización del Fluido
Mediciones Directas Monofásicas del Medidor Multifásico
Requisitos de Instalación
Medición de Caudales de Gas
Principios Básicos de los Medidores tipo Placa de Orificio
Tipos de Medidores de Orificio
Medidor de Orificio Abierto
Tipo Cerrado
Instalación de Medidores Placa de orificio
Sujetadores de Placa de Orificio
Bridas Porta 0rificio
Porta Placa
Especificaciones Generales del Tubo Medidor.
Problemas Operaciones de los Medidores Placa de Orificio
Flujo Pulsante
Elemento Secundario- Registrador de Flujo
Medidor de Mercurio con tubos en “U”
Medidores Tipo Fuelle
Cartas de Medición
Derivación de la Ecuación de Flujo para Medidores de Orificio
Factores que intervienen en el cálculo del Caudal en un Medidor de Orificio
Determinación de los factores de la ecuación
El Método Estándar AGA
El Método de análisis
Mediciones con Medidor Placa de orificio
Medidores de Masa de Flujo
Medición de los Líquidos del Gas Natural
Cálculos de Constantes de Orificio
Uso de Tablas y Aplicaciones
Especificaciones de Conexiones de Tomas de Presión
Medidor de Orificio Tipo Brida
Instalación de Codos en el Tubo Medidor
FIGURAS
Figura 1 Placa de Orificio Concéntrica
Figura 2 Medidor Placa de Orificio
Figura 3 Medidor Tubo Ventura
Figura 4 Tipo de Medidores de Orificio
Figura 5 Medidor Ultrasónico
Figura 6 Medidor de Flujo Multifásico
Figura 7 Componentes del medidor multifásico.
Figura 8 Sección del Medidor Multifásico
Figura 9 Triángulo de Solución
Figura 10 Caudal de Flujo
Figura 11 Caudal de Flujo
CUADROS
Cuadro 1 Tolerancia práctica para Diámetros de Orificio (d)
Cuadro 2 Relación entre el Diámetro y el Factor Beta
Unidad VII: Yacimientos Volumétricos de Gas
Definición de Yacimiento
Desarrollo del Estudio de Yacimientos
Clasificación de Yacimientos de Gas y Condensados
Veracidad de las Pruebas PVT
Estudio Composicional de la mezcla
Características de las Configuraciones Simples
Características de las Configuraciones Complejas
Muestreo de Gases
Limpieza de los botellones de muestreo
La contaminación con aire
Presencia de Líquidos Hidrocarbonatos
Temperatura de rocío superior a la de muestreo
Temperatura de rocío inferior a la de muestreo
Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio
Comportamiento volumétrico a composición constante
Comportamiento volumétrico y composicional a volumen Constante de reservorio y presión decreciente
Estudio de Parámetros Fundamentales de los Yacimientos
La presión de rocío
Clasificación de Yacimientos 1
La Relación Gas- petróleo (RGP)
Yacimientos de Petróleo o Gas
Campo o Yacimiento de Gas
Capa de Gas
Punto Crítico
Punto Cricondentérmica
Punto Criconderbárico
Clasificación de los Yacimientos sobre la base de los hidrocarburos que contienen
Yacimientos de Petróleo: 13
Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad (cuasicrítico)
Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad (petróleo negro)
El Petróleo Crudo
Destilación
Yacimientos de Gas Seco
Yacimientos de Gas Húmedo
Yacimientos de Gas Condensado
Yacimientos de Gas
Los Estudios PVT
Empuje por depleción
Liberación Diferencial
Separación Flash.
Liberación Instantánea
Liberación de Gas en el Yacimiento y Superficie
Estudio de Yacimientos de Gas
Compresibilidad de Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo
Factor Volumétrico de Gas (BG) en el Yacimiento
Existencia de Agua en las Zonas de Gas
Agua Irreductible
Capilaridad
La Mojabilidad
La humectabilidad
El factor volumétrico de petróleo (B0)
Factor Volumétrico de Gas (BG)
Determinación del Gas en el Yacimiento por el Método Volumétrico
La Porosidad
Factores que Infuyen en el Método Volumétrico
Métodos para medir porosidad
Métodos para medir el agua connota
La Permeabilidad
Reservorios Gasiferos
Métodos para determinar la presión promedio
Calculo de Recuperación Unitaria de Yacimientos Volumétricos de Gas.
Recuperación Unitaria de Gas (RU)
Recuperación Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrostático
Empuje hidrostático
Empuje hidrostático de fondo.
Empuje hidrostático marginal
Balance Molar en Yacimientos de Gas
Método de Declinación de Presión con Producción
Factor de Recobro
Balance de Energía Mecánica
La Energía Potencial
Energía Cinética
Energía de Presión
Energía de Fricción o Rozamiento
Yacimiento de Gas Condensado
Clasificación de un Yacimiento de Condensado de Gas
Un valor elevado de la gravedad específica
Si la gravedad específica del fluido tiene un valor igual o mayor que 1,0
Si se observara únicamente el valor de RGP
Los diagrama de Fases
Relación Gas Condensado
Relación Gas- Petróleo (RGP)
La relación Gas Disuelto- Petróleo(RGDP)
Relación Gas - Petróleo en Solución (RGS)
Relación Gas- Petróleo Instantánea
Relación Gas- Petróleo Neta Instantánea
Relación Gas- Petróleo Acumulada
Cálculo de Petróleo Y gas Iniciales en Yacimiento de Condensado de Gas
Comportamiento de Yacimientos Volumétricos de Condensado Retrógrado de Gas
Balance de Materiales en yacimiento de Condensado Retrógrado
Composición de la muestra de fluido del yacimiento
Expansión o composición constante (relación PV)
Liberación diferencial isotérmica
Separación instantánea (prueba de separadores)
Variación de viscosidad de los fluidos con presión
Correlaciones para Estimar Propiedades PVT
Presión de Burbujeo
FIGURAS
Figura 1 Diagrama de Fases P-T para un Crudo
Figura 2 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco
Figura 3 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de gas Húmedo
Figura 4 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado
Figura 5 Producción cumulativa contra la relación P/Z
Figura 6 Curva de (P/Z) en función de la Producción Acumulada del Gas
CUADROS
Cuadro 1. Parámetros que definen un yacimiento
Cuadro 2 Composición típica de mezclas proveniente de yacimientos
Cuadro 3 Resultados del Factor Volumétrico
Cuadro 4 Valores de las constantes
Unidad VIII: Estudio de las Fases de Vapor y de Líquido
Métodos de Separación Entre Fases
Filtración
Decantación
Evaporación
Cristalización
Sublimación
Destilación
Destilación Simple
Destilación fraccionada
Destilación por Arrastre con Vapor
Proceso de Separación de Fluidos Petroleros
Zonas de Separación
Separación Primaria
Separación Secundaria
Separación por Coalescencia
Separadores Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua
Separador Gas- Líquido
Mecanismos Separación 1
Funciones que debe cumplir un separador
Funciones de Operación de los Separadores
Separadores Verticales y Horizontales
Ventajas de los Separadores Verticales
Desventajas de los Separadores Verticales
Ventajas de Un Separador Horizontal
Desventajas de los Separadores Horizontales
Otra Clasificación de los Separadores
Separadores de Entrada
Separadores en Serie
Separadores Tipo Filtro
Separadores Tipo Tanque de Venteo
Separadores Convencionales
Separadores de Liberación Instantánea
Separadores Tipo Pulmón
Separadores Tipo Centrífugo
Separadores Tipo Depuradores
Tratadores Térmicos
Torres de Destilación
Goteo en Línea
Clasificación industrial de los separadores
Proceso de Separación de Hidrocarburos
Condiciones Mecánicas de los Separadores
Sección de Separación
Sección de la Fuerzas Gravitacionales
Sección de Extracción de Neblina
Sección de Acumulación de Líquido
Diseño de los Separadores
Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores
Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores
Deflectores.
Eliminadores de Niebla
Rompe Vórtice
Composición del fluido que se va a separar
Presión y Temperatura de operación.
Determinación del Factor de Compresibilidad
Diseño de Separadores Gas- Líquido
Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo)
Los dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento
Dispositivos Tipo Deflectores
Dispositivos Tipo Ciclón
Diseño de Separadores Verticales y Horizontales Bifásicos
Primera Sección de un Separador
Velocidad Crítica (VC)
Determinación de la Tasa Volumétrica del gas (ϑG)
Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador (Ag)
Sección de Extracción de Neblina o Coalescencia
Sección de Recepción de Líquidos
El Tiempo de Retención del Líquido (trl)
Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical
Determinación de la longitud total del Separador
Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua
Dimensiones de los Separadores
Distancia de la salida del vapor a la malla metálica
Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en un separador
Separación por Etapas
Los cálculos de diseño de separadores
Problemas de operación de los separadores
Crudos Espumosos
Presencia de Arenas
Velocidad de Erosión (P/s)
Parafinas
Emulsiones
Principios de un Proceso de Separación
Las especificaciones del diseño
Peso y el área del separador
Principios de una Separación
Cálculos de la Fases, Para Sistemas: Vapor – Líquido
Sistema Termodinámico
Propiedades Extensivas
Propiedades Intensivas
Fases
Regla de las Fases de Gibbs
Comportamiento Cualitativo de las Fases
Diagrama de Fases
Diagrama de Fases de Sustancias Puras
Diagrama de Fases Para Hidrocarburos
Determinación de la Presión de Vapor
Ecuación de Clausius- Clapeyron.
Ecuación de Antoine
Sistema de 2 Componentes
Sistemas de 3 componentes
Sistema Multicomponentes
Temperatura Cricondentérmica (Tcdt )
Presión Cricondembárica (PCdp)
Caracterización Termodinámica de los Yacimientos
Yacimientos monofásicos pueden comportarse como
Yacimientos Simples de Gas
Yacimientos de Condensado Retrógrada
Yacimientos de Gas Disuelto de Punto de Burbujeo
Condensación Retrógrada
Equilibrio Vapor- Líquido
La constante de Equilibrio En base a la Presión de Convergencia (PK)
Determinación de la Presión de Convergencia
Método de Standing
Método de Martínez y Lorenzo
Método de Rzasa y Colaboradores
La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad
Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos
Modelos de J. M Campbell
Constante de equilibrio, según la GPSA
La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado
Ecuación de Van del Waals
Ecuación de Redlich- Kwong
Ecuación de Soave- Redlich- Kwong
Ecuación de Peng- Robinson
Constantes de Equilibrio de la Fracción Más Pesada
Método de White y Brown Para determinar (K)
Constante de Equilibrio de la Fracción Pesada (C7+)
Método de Winn.
Método de Canfield
Método de Correlación de Standing
Método de Correlación de Wilson
Determinación de la Composición de las Fases (Líquido- Vapor
Cálculo de la Composición de las Fases
Determinación de la Composición de las fases Líquido- Vapor
Método de Ensayo y Error
Método de Newton
Método de Holland y Davison
Aplicación del Cálculo de las Fases Líquido- Vapor
Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas
Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque
La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque
Determinación de la RGP Total, en Cada Separador y en el Tanque
Punto de burbujeo
Presión de Burbujeo (Pb)
Cálculo de la Presión de Burbujeo (Pb) para una solución ideal
Cálculo de la (Pr) para una solución de gas ideal
Cálculo de la ( ) b P y ( ) r P Para Soluciones Reales
FIGURAS
Figura 1 Ejemplo de un Separador Gas- Petróleo de Forma Vertical
Figura 2 Esquema de Un Separador Bifásico Horizontal
Figura 3 Diseño de un Separador Vertical, según Norma PDVSA
Figura 4 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua
Figura 5 Diagrama de Fases Monocomponente
Figura 6 Diagrama de fase presión- temperatura
Figura 7 Diagrama de Presión- Temperatura para el Sistema ( 2 7 ) C − C
Figura 8 Diagrama Presión- Volumen para el Sistema (nC5-nC7)
Figura 9 Diagrama P-X de un Sistema de dos Componentes
Figura 10 Diagrama Temperatura- Composición de un Sistema Binario
Figura 11 Características de un Diagrama triangular
Figura 12 Diagrama (P-T) Para un Sistema multicomponentes
Figura 13. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente
Figura 14 Diagrama de Fases Presión- Temperatura
Figura 15 Coeficiente de Fugacidad
Figura 16 Valores de la constante de equilibrio de Butano Normal
Figura 17 Valores de la Constante de Equilibrio para el (C3) a PK=2000 lpca
Figura 18 Valores de la constante de equilibrio del(C3) a PK= 3000 lpca
Figura:19 Curvas Típicas del ( ) 0 B en función de la presión en los Separadores
Figura 20 Constante (A) en Función de la Gravedad Específica del Fluido del Pozo y del Porcentaje Molar del Metano, Etano y Propano
CUADROS
Cuadro 1: Datos de constantes
Cuadro 2 Valores de Parámetros de Separadores
Cuadro 3 Los valores de (b)
Cuadro 4 Cálculos de la densidad del fluido del yacimiento
Cuadro 5 Composición del Gas en un Proceso de Separación de tres Etapas
Cuadro 6 Composición del Líquido en un Proceso de Separación de tres Etapas
Cuadro 7 Valores de las Constante
Cuadro 8 Resultados Determinación Punto de Burbujeo
