DESARROLLO DE ALGORITMOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO ...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

DESARROLLO DE ALGORITMOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE UNA FACILIDAD TEMPRANA DE PRODUCCIÓN (EPF) EN

MICROSOFT EXCEL

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

DANIEL SANTIAGO LLUMIQUINGA LLUMIQUINGA [email protected]

ALEJANDRO RAFAEL PROAÑO CORNEJO [email protected]

DIRECTOR: MSc. ING. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO [email protected]

Quito, Mayo 2016

I

DECLARACIÓN

Nosotros, Daniel Santiago Llumiquinga Llumiquinga, Alejandro Rafael Proaño Cornejo, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

DANIEL SANTIAGO LLUMIQUINGA LLUMIQUINGA

ALEJANDRO RAFAEL PROAÑO CORNEJO

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Daniel Santiago Llumiquinga Llumiquinga y Alejandro Rafael Proaño Cornejo, bajo mi supervisión.

MSc. Ing. Vinicio René Melo Gordillo DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN

III

AGRADECIMIENTOS

A la Escuela Politécnica Nacional, por acogernos en sus aulas y ofrecernos una oportunidad para cumplir nuestros sueños. A los docentes de la carrera de Ingeniería en Petróleos, por siempre estar prestos ante cualquier inquietud y resolver nuestras dudas. Al MSc. Ing. Vinicio Melo, por ser un excelente docente y por su acertada dirección en este proyecto. Al Ing. Luis Álvarez, por confiar en nuestra capacidad y brindarnos su conocimiento y tiempo en el desarrollo de este proyecto.

IV

DEDICATORIA

A mis padres amados, por su amor incondicional, su apoyo en cada paso de mi vida y su paciencia.

A mi querido hermano, por su apoyo incondicional y su cariño.

A mi Gaby, por su cariño, amor, apoyo, por permanecer siempre a mi lado y hacerme entender que la vida va más allá de esta realidad.

Alejandro

A Dios y la Virgencita del Quinche por sus bendiciones.

A mis padres, por su amor y apoyo incondicional.

A mis hermanos, por ser mis compañeros de vida e inspiración.

A todos quienes hicieron esto posible, al ayudarnos no sólo a mí, sino también a mis hermanos, desde aquí o desde el cielo. Para todos de corazón.

Daniel

V

CONTENIDO

CONTENIDO……………………………………………………………………………...............................................V

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................... XIV

LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... XVII

LISTA DE ECUACIONES ................................................................................................... XIX

SIMBOLOGÍA ………………………………………………………………………...........................................XXIV

RESUMEN……………………………………………………………………………………………………………………….XXIX

PRESENTACIÓN…………………………………………………………………………………………………………..XXXI

CAPÍTULO 1: DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA A SEGUIR ........................................................................................................ 1

1.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 1

1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA ........................................................... 1

1.3 PROPUESTA DE SOLUCIÓN ................................................................. 1

1.4 FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA..................... 1

1.4.1 FORMULACIÓN ................................................................................ 1

1.4.2 SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA ............................................. 2

1.5 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .................................................... 2

1.5.1 OBJETIVO GENERAL ...................................................................... 2

1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 2

1.6 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO ........................................................ 3

1.6.1 PRÁCTICA ........................................................................................ 3

1.6.2 HIPÓTESIS ....................................................................................... 3

1.6.3 METODOLOGÍA ............................................................................... 3

1.6.3.1 Dirección de proyectos ................................................................ 4

1.7 ÁRBOL DE PROBLEMAS ....................................................................... 5

1.8 ANÁLISIS FODA ..................................................................................... 6

CAPÍTULO 2: FACILIDADES TEMPRANAS DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES ........................................................................................... 8

2.1 TEORÍA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS ........ 8

2.1.1 INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS ...................... 8

2.1.1.1 Instrumentos por su función ......................................................... 9

2.1.1.2 Instrumentos por la variable de proceso .................................... 10

2.1.1.2.1 Medición de presión .............................................................. 10

VI

2.1.1.2.1.1 Columnas de líquido ...................................................... 10

2.1.1.2.1.2 Instrumentos elásticos ................................................... 11

2.1.1.2.2 Medición de temperatura ...................................................... 13

2.1.1.2.2.1 Termómetro de bulbo .................................................... 13

2.1.1.2.2.2 Termómetros bimetálicos .............................................. 14

2.1.1.2.2.3 Termopares ................................................................... 14

2.1.1.2.3 Medición de flujo ................................................................... 15

2.1.1.2.3.1 Medidores de presión diferencial ................................... 15

2.1.1.2.3.2 Medidores de desplazamiento positivo .......................... 17

2.1.1.2.3.3 Medidores másicos ........................................................ 18

2.1.1.2.4 Medición de nivel .................................................................. 19

2.1.1.2.4.1 Métodos visuales para medición de nivel ...................... 19

2.1.1.2.4.2 Instrumentos de nivel de tipo hidrostático ...................... 20

2.1.1.3 Instrumentos finales de control .................................................. 21

2.1.1.3.1 Válvulas de control ............................................................... 21

2.1.1.3.1.1 Tipos de válvulas ........................................................... 22

2.1.1.4 Tipos de control ......................................................................... 23

2.1.1.4.1 Control todo – nada .............................................................. 23

2.1.1.4.2 Lazo abierto .......................................................................... 23

2.1.1.4.3 Lazo cerrado ......................................................................... 24

2.1.1.4 Diagramas P&ID ........................................................................ 25

2.1.1.4.1 Simbología ............................................................................ 25

2.1.1.4.2 Identificación ......................................................................... 27

2.2 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS ............................................... 30

2.2.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS ............................................... 30

2.2.1.1 Gravedad específica del gas...................................................... 30

2.2.1.2 Factor de compresibilidad del gas ............................................. 31

2.2.1.2.1 Método de Beggs y Brill ........................................................ 32

2.2.1.3 Densidad del gas ....................................................................... 32

2.2.1.4 Viscosidad del gas ..................................................................... 33

2.2.1.4.1 Correlación de Lee, Gonzalez y Eakin .................................. 33

2.2.2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO ................................... 34

2.2.2.1 Gravedad específica del petróleo .............................................. 35

2.2.2.2 Relación gas - petróleo producido ............................................. 35

VII

2.2.2.3 Densidad del petróleo ................................................................ 35

2.2.2.4 Viscosidad del petróleo .............................................................. 36

2.2.2.5 Tensión interfacial gas - petróleo ............................................... 37

2.2.2.5.1 Correlación de Baker y Swerdloff ......................................... 37

2.2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA ............................................ 38

2.2.3.1 Gravedad específica del agua ................................................... 38

2.2.3.2 Densidad del agua ..................................................................... 39

2.2.3.3 Viscosidad del agua ................................................................... 39

2.2.3.3.1 Correlación de McCain ......................................................... 39

2.2.3.4 Tensión interfacial gas - agua .................................................... 40

2.2.3.4.1 Correlación de Jennings y Newman ..................................... 40

2.3 TEORÍA DE FLUJO MONOFÁSICO Y MULTIFÁSICO Y SUS RESPECTIVAS CORRELACIONES ..................................................... 41

2.3.1 CONCEPTOS PARA FLUJO MONOFÁSICO ................................. 41

2.3.1.1 Ecuación del gradiente de presión ............................................. 41

2.3.1.2 Número de Reynolds ................................................................. 42

2.3.1.3 Flujo laminar .............................................................................. 42

2.3.1.4 Flujo transitorio .......................................................................... 43

2.3.1.5 Flujo turbulento .......................................................................... 43

2.3.2 CONCEPTOS PARA FLUJO MULTIFÁSICO ................................. 44

2.3.2.1 Patrones de flujo ........................................................................ 44

2.3.2.1.1 Patrones de flujo multifásico en tubería vertical .................... 44

2.3.2.1.2 Patrones de flujo multifásico en tubería horizontal ............... 46

2.3.2.2 Definición de variables ............................................................... 47

2.3.3 CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA VERTICAL ......................................... 52

2.3.3.1 Método de Duns y Ros .............................................................. 52

2.3.3.1.1 Flujo burbuja ......................................................................... 56

2.3.3.1.2 Flujo tapón ............................................................................ 58

2.3.3.1.3 Flujo neblina ......................................................................... 59

2.3.3.1.4 Flujo transición ...................................................................... 61

2.3.4 CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA HORIZONTAL .................................... 62

2.3.4.1 Método de Beggs y Brill ............................................................. 62

2.4 TEORÍA DE MECÁNICA DE FLUIDOS.................................................. 67

VIII

2.4.1 ECUACIÓN DE CONTINUIDAD ..................................................... 67

2.4.2 ECUACIÓN DE BERNOULLI .......................................................... 68

2.4.3 ECUACIÓN GENERAL DE LA ENERGÍA ....................................... 69

2.4.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS Y GANANCIA DE ENERGÍA ................ 70

2.4.4.1 Ganancia de energía ................................................................. 70

2.4.4.1.1 Bombas ................................................................................. 70

2.4.4.2 Pérdidas de energía ................................................................... 71

2.4.4.2.1 Motores de fluido .................................................................. 71

2.4.4.2.2 Pérdidas de energía ocasionadas por la fricción – Ecuación de Darcy ............................................................. 71

2.4.4.2.3 Pérdidas menores ................................................................. 71

2.4.4.2.3.1 Coeficiente de resistencia .............................................. 72

2.4.4.2.3.2 Pérdidas de salida ......................................................... 72

2.4.4.2.3.3 Expansión gradual ......................................................... 73

2.4.4.2.3.4 Contracción gradual....................................................... 74

2.4.4.2.3.5 Pérdidas en la entrada ................................................... 76

2.4.4.2.3.6 Coeficientes de resistencia para válvulas

y accesorios ................................................................ 77

2.5 FUNDAMENTOS PARA DIMENSIONAR UNA EPF .............................. 78

2.5.1 MÚLTIPLE ...................................................................................... 78

2.5.2 LÍNEAS DE FLUJO ......................................................................... 79

2.5.2.1 Selección de tuberías ................................................................ 80

2.5.3 SEPARADORES ............................................................................. 80

2.5.3.1 Teoría de separación ................................................................. 81

2.5.3.1.1 Teoría de asentamiento (Ley de Stokes) .............................. 81

2.5.3.1.2 Tiempo de retención ............................................................. 83

2.5.3.1.3 Capacidad para el manejo de gas ........................................ 84

2.5.3.1.4 Capacidad de manejo de líquido .......................................... 84

2.5.3.1.5 Separación gas – líquido ...................................................... 85

2.5.3.1.6 Separación gas – petróleo – agua ........................................ 85

2.5.3.1.7 Proceso de separación ......................................................... 86

2.5.3.1.8 Etapas de separación ........................................................... 86

2.5.3.2 Clasificación de los separadores ............................................... 87

2.5.3.2.1 De acuerdo al número de fases a separar ............................ 87

2.5.3.2.2 De acuerdo a su forma ......................................................... 88

IX

2.5.3.2.3 De acuerdo a su función ....................................................... 89

2.5.3.3 Componentes internos de un separador .................................... 89

2.5.3.4 Accesorios externos de un separador ........................................ 90

2.5.3.5 Dimensionamiento de separadores horizontales ....................... 91

2.5.3.5.1 Pasos para dimensionar separadores horizontales bifásicos ................................................................................ 93

2.5.3.5.2 Pasos para dimensionar separadores horizontales trifásicos ............................................................................... 98

2.5.4 BOTA DE GAS .............................................................................. 100

2.5.4.1 Dimensionamiento de la bota de gas ....................................... 101

2.5.5 DEPURADOR DE GAS ................................................................. 102

2.5.5.1 Dimensionamiento del depurador de gas ................................ 102

2.5.6 KNOCK OUT DRUM (KOD) .......................................................... 103

2.5.6.1 Partes de un KOD .................................................................... 103

2.5.6.2 Dimensionamiento de un KOD................................................. 104

2.5.7 TEA ............................................................................................... 104

2.5.7.1 Principales componentes de una tea ....................................... 104

2.5.7.2 Parámetros para la selección de una tea ................................. 105

2.5.7.3 Dimensionamiento de una tea ................................................. 105

2.5.7.3.1 Pasos para dimensionar una tea .......................................... 106

2.5.8 TANQUES ..................................................................................... 110

2.5.8.1 Partes y estructuras auxiliares de un tanque ........................... 110

2.5.8.2 Tanques de acuerdo al sistema de tratamiento ....................... 112

2.5.8.2.1 Sistema de tratamiento de petróleo .................................... 112

2.5.8.2.1.1 Tanques de lavado ...................................................... 112

2.5.8.2.1.2 Sistema de calentamiento ........................................... 112

2.5.8.2.1.3 Tanques de surgencia ................................................. 112

2.5.8.2.1.4 Tanques de almacenamiento de crudo........................ 113

2.5.8.2.2 Sistema de tratamiento de agua ......................................... 113

2.5.8.2.2.1 Tanques de almacenamiento de agua......................... 113

2.5.8.3 Factores que afectan la selección de los tanques ................... 113

2.5.8.4 Dimensionamiento de los tanques ........................................... 114

2.5.8.4.1 Pasos para dimensionar un tanque de lavado .................... 114

2.5.8.4.2 Análisis del sistema de calentamiento ................................ 115

2.5.8.4.3 Pasos para dimensionar un tanque de surgencia ............... 115

X

2.5.8.4.4 Pasos para dimensionar un tanque de almacenamiento ................................................................. 116

2.5.9 BOMBAS ....................................................................................... 116

2.5.9.1 Tipos de bombas encontradas en una EPF ............................. 116

2.5.9.2 Consideraciones para la selección de una bomba ................... 117

CAPÍTULO 3: DESARROLLO DE LOS ALGORITMOS A SER USADOS EN EL SOFTWARE ................................................................................. 119

3.1 DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS CONSIDERADOS EN LA EPF .......................................................................................... 119

3.1.1 SEPARADOR DE PRUEBA .......................................................... 120

3.1.2 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN ................................................ 122

3.1.3 BOTA DE GAS .............................................................................. 123

3.1.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO .................. 125

3.1.6 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA ........................... 126

3.1.7 DEPURADOR DE GAS ................................................................. 127

3.1.8 KOD .............................................................................................. 128

3.1.9 TEA DE GAS DE ALTA PRESIÓN ................................................ 129

3.1.10 TEA DE GAS DE BAJA PRESIÓN ............................................... 130

3.2 MONITOREO Y CONTROL DE LOS PRINCIPALES PARÁMETROS DE LA EPF ................................................................ 131

3.2.1 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO ....... 133

3.2.1.1 Monitoreo y control del caudal ................................................. 133

3.2.1.2 Monitoreo y control de la presión ............................................. 134

3.2.1.2.1 Caída de presión por flujo multifásico en la tubería ............ 134

3.2.1.2.2 Caída de presión por accesorios ........................................ 136

3.2.1.2.3 Presión de entrada y salida por equipo .............................. 138

3.2.2 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL AGUA ................. 140






3.2.3 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA PRESIÓN ...................................................................... 147



XI




3.2.4 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA PRESIÓN ...................................................................... 152






CAPÍTULO 4: MANUAL DEL SOFTWARE ...................................................... 157

4.1 PROGRAMA DE DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE UNA EPF ....................................................................................... 157

4.1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA ............................. 157

4.1.2 INTERFAZ DEL PROGRAMA ....................................................... 157

4.1.3 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ................................... 158

4.1.3.1 Información general ................................................................. 158

4.1.3.2 Propiedades de los fluidos ....................................................... 159

4.1.3.3 Datos para dimensionar la tea ................................................. 160

4.1.3.4 Datos para el dimensionamiento de los equipos...................... 160

4.1.4 FORMULARIO DE INGRESO A CÁLCULOS Y RESULTADOS POR EQUIPO ...................................................... 157

4.1.4.1 CÁLCULO DE LOS VALORES CONSTANTES PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS DE LA EPF ......... 162

4.1.4.2 Separador de prueba ............................................................... 163

4.1.4.3 Separador de producción ......................................................... 164

4.1.4.4 Bota de gas .............................................................................. 164

4.1.4.5 Depurador de gas .................................................................... 165

4.1.4.6 KOD ......................................................................................... 165

4.1.4.7 Tea ........................................................................................... 166

4.1.4.8 Tanque de almacenamiento de petróleo .................................. 166

4.1.4.9 Tanque de almacenamiento de agua ....................................... 167

4.1.4.10 Consideraciones adicionales ................................................... 167

4.1.4.10.1 Sistema de Calentamiento ................................................ 167

4.1.4.10.2 Tanque de Lavado ............................................................ 168

XII

4.1.4.10.3 Tanque de Surgencia........................................................ 169

4.2 PROGRAMA DE MONITOREO Y CONTROL DE UNA EPF ............... 169

4.2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA ............................. 169

4.2.2 INTERFAZ DEL PROGRAMA ....................................................... 170

4.2.3 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS ................................... 171

4.2.3.1 Información general ................................................................. 171

4.2.3.2 Completación mecánica ........................................................... 171

4.2.3.3 Datos del reservorio para realizar cálculos PVT ...................... 172

4.2.3.4 Cromatografía del gas ............................................................. 173

4.2.3.5 Propiedades de los fluidos ....................................................... 173

4.2.3.6 Datos de los caudales de los fluidos ........................................ 174

4.2.3.7 Datos de presión seteada, BSW y dimensiones ...................... 175

4.2.3.8 Caída de presión por accesorios ............................................. 176

4.2.3.9 Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería .................................................................................. 178

4.2.4 FORMULARIO DE INGRESO A MÓDULOS ................................ 178

4.2.4.1 Módulo de caudales y presión por equipos en las diferentes líneas ...................................................................... 179

4.2.4.2 Módulo de flujo multifásico (tubería horizontal) ........................ 180

4.2.4.3 Módulo de pérdidas de presión en los equipos ........................ 181

4.2.4.4 Módulo PVT informativo ........................................................... 182

4.2.4.5 Módulo de flujo multifásico (tubería vertical) ............................ 183

4.2.5 FORMULARIO DE INGRESO A RESULTADOS Y

CONSIDERACIONES ADICIONALES .......................................... 184

4.2.5.1 Resultados de la línea del petróleo .......................................... 184

4.2.5.2 Resultados de la línea del agua ............................................... 185

4.2.5.3 Resultados de la línea del gas de alta ..................................... 185

4.2.5.4 Resultados de la línea del gas de baja .................................... 186

4.2.5.5 Resultados PVT del petróleo ................................................... 187

4.2.5.6 Resultados PVT del agua ........................................................ 188

4.2.5.7 Resultados PVT del gas .......................................................... 188

4.2.5.8 Resultados de flujo multifásico................................................. 188

4.2.5.9 Gráficos del método de Duns y Ros ........................................ 189

4.2.5.10 Expansión y contracción de la tubería .................................... 189

XIII

4.2.5.11 Diámetro externo tubería de acero SCH 80 y viscosidad cinemática del aire .................................................................. 190

4.2.5.12 Módulo de caída de temperatura ............................................ 191

CAPÍTULO 5: ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DE PREFACTIBILIDAD ............................................................ 193

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................... 193

5.1.1 COSTOS DE INVERSIÓN (CAPEX) ............................................. 169

5.1.2 COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX) ............................................. 169

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................... 169

5.2.1 MÉTODO DE JERARQUÍAS ANALÍTICAS ................................... 169

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................ 201

6.1 CONCLUSIONES ................................................................................ 201

6.2 RECOMENDACIONES ........................................................................ 204

GLOSARIO……………………………………………………………………………205

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................. 210

ANEXOS……………………………………………………………………………....214

XIV

LISTA DE TABLAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 Matriz FODA para el proyecto 7 2.1 Símbolos de la variable del proceso 27 2.2 Símbolos de la función del elemento 27 2.3 Clasificación del petróleo de acuerdo a su gravedad °API 34 2.4 Condiciones para determinar los patrones de flujo - Duns y Ros 55 2.5 Condiciones para determinar los patrones de flujo en tubería

horizontal – Beggs y Brill 63

2.6 Coeficientes para el cálculo del hold up líquido para tubería horizontal – Beggs y Brill

64

2.7 Coeficientes para el cálculo del factor C – Beggs y Brill 65 2.8 Relación de longitud equivalente 78 2.9 Tipos de tubería de acuerdo al número de cédula 79

2.10 Relación entre el número de cédula y la presión de diseño de la tubería de acuerdo a la ASA

80

2.11 Rango de operación de los separadores 81 2.12 Comportamiento de las partículas de líquido en función de su

tamaño 83

2.13 Tiempos de retención (generales) en función del °API del petróleo

84

2.14 Nomenclatura de los niveles de líquido en un separador 93 3.1 Caudales de los fluidos de un arreglo de 5 pozos 119 3.2 Propiedades de los fluidos para dimensionar los equipos de la

EPF 120

3.3 Datos para dimensionar el separador de prueba 121 3.4 Resultados del dimensionamiento del separador de prueba 121 3.5 Datos para dimensionar el separador de producción 122 3.6 Resultados del dimensionamiento del separador de producción 123 3.7 Datos para dimensionar la bota de gas 124 3.8 Resultados del dimensionamiento de la bota de gas 124 3.9 Resultados del tanque de almacenamiento del petróleo de

500 BPD 125

3.10 Resultados del tanque de almacenamiento del petróleo de 718 BPD

125

3.11 Resultados del tanque de almacenamiento del agua de 1500 BPD

126

3.12 Resultados del tanque de almacenamiento del agua de 1464 BPD

126

3.13 Datos para dimensionar el depurador de gas 127 3.14 Resultados del dimensionamiento del depurador de gas 127 3.15 Datos para dimensionar el KOD 128 3.16 Resultados del dimensionamiento del KOD 129 3.17 Datos para dimensionar la tea de gas de alta 129 3.18 Resultados del dimensionamiento de la tea de gas de alta 130

XV

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 3.19 Resultados del dimensionamiento de la tea de gas de baja 131 3.20 Propiedades de los fluidos para el monitoreo y control de la

EPF 131

3.21 Datos de presiones por equipo, BSW y dimensiones 132 3.22 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos

de la línea del petróleo 134

3.23 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del petróleo

135

3.24 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del petróleo

135

3.25 Accesorios por equipo en la línea del petróleo 137 3.26 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea

del petróleo 138

3.27 Pérdidas totales en la línea del petróleo 138 3.28 Resultados de la presión de salida en los equipos de la línea

del petróleo 139

3.29 Verificación de ingreso a los equipos con la presión considerada en la línea del petróleo

140

3.30 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos de la línea del agua

141

3.31 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del agua

142

3.32 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del agua

142

3.33 Accesorios por equipo en la línea del agua 144 3.34 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea

del agua 145

3.35 Pérdidas totales en la línea del agua 145 3.36 Resultados de la presión de salida en los equipos de la línea

del agua 145

3.37 Verificación de ingreso a los equipos con la presión considerada en la línea del agua

147

3.38 Resultados de los caudales de entrada y salida en los equipos de la línea del gas

148

3.39 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del gas de alta

148

3.40 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del gas de alta

149

3.41 Accesorios por equipo en la línea del gas de alta 150 3.42 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea

del gas de alta 151

3.43 Pérdidas totales en la línea del gas de alta 151 3.44 Verificación de ingreso a los equipos con la presión

considerada en la línea del gas de alta 152

3.45 Datos para determinar las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del gas de baja

153

3.46 Resultados de las pérdidas de presión por flujo multifásico en la línea del gas de baja

153

XVI

No

DESCRIPCIÓN

PÁGINA

3.47 Accesorios por equipo en la línea del gas de baja 154 3.48 Resultados de la caída de presión por accesorios en la línea

del gas de baja 155

3.49 Pérdidas totales en la línea del gas de baja 155 3.50 Verificación de ingreso a los equipos con la presión

considerada en la línea del gas de baja 156

4.1 Datos por equipo para el dimensionamiento 161 4.2 Valores constantes para el dimensionamiento de los equipos

de la EPF 162

4.3 Valores adicionales en el separador de prueba 164 4.4 Datos por equipo de dimensiones 176 4.5 Parámetros PVT determinados por el programa 183 4.6 Viscosidad cinemática del aire en función de la temperatura 190 4.7 Diámetro externo de una tubería de acero SCH 80 190 4.8 Datos para pérdidas de calor en superficie 191 5.1 Costos de operación de los equipos de la EPF 194 5.2 Análisis económico – Escenario pesimista 196 5.3 Análisis económico – Escenario actual 196 5.4 Análisis económico – Escenario optimista 196 5.5 Tabla numérica de Saaty 197 5.6 Comparación entre criterios cualitativa y cuantitativamente 198 5.7 Matriz de comparación de criterios 199 5.8 Matriz de comparación de criterios ponderada 199 5.9 Matriz del peso de cada criterio en porcentaje 200

5.10 Matriz de decisión de los escenarios en porcentaje 200

XVII

LISTA DE FIGURAS

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 1.1 Dirección de proyectos 4 1.2 Procesos de la dirección de proyectos 4 1.3 Interrelación de los grupos de procesos 5 1.4 Árbol de problemas del proyecto 6 2.1 Manejo de variables en el control de procesos 8 2.2 Funcionamiento de un manómetro de tubo en U 11 2.3 Medidor de presión de tubo Bourdon 12 2.4 Manómetro de fuelle con resorte 12 2.5 Diafragmas 13 2.6 Componentes de un termómetro de bulbo con indicador local 14 2.7 Componentes de un termómetro bimetálico 14 2.8 Componentes de un termopar 15 2.9 Tipos de placas orificio 16

2.10 Partes de un tubo Venturi 17 2.11 Tobera 17 2.12 Funcionamiento de los medidores de desplazamiento positivo 18 2.13 Configuración del medidor tipo Coriolis 18 2.14 Medidor de nivel de tubo de vidrio 19 2.15 Flotadores 20 2.16 Representación de una válvula de control y sus partes 22 2.17 Lazo abierto de control 24 2.18 Lazo cerrado de control 24 2.19 Instrumentos para una variable medida 25 2.20 Flujo de información o señales 26 2.21 Simbología de válvulas y actuadores 26 2.22 Ejemplo de identificación 28 2.23 Diagrama P&ID de una EPF 29 2.24 Patrones de flujo en tubería vertical 45 2.25 Patrones de flujo en tubería horizontal 46 2.26 Mapa de los patrones de flujo – Duns y Ros 52 2.27 L1 y L2 en función de Nd – Duns y Ros 54 2.28 Factores F1, F2, F3 y F4 para determinar S – Duns y Ros 56 2.29 Factor f2 de corrección – Duns y Ros 57 2.30 Factores F5, F6 y F7 para determinar S – Duns y Ros 59 2.31 Elementos de fluido utilizados en la ecuación de Bernoulli 68 2.32 Sistema de flujo de fluido de la ecuación general de la energía 69 2.33 Pérdida en la salida 72 2.34 Expansión gradual 73 2.35 Coeficiente de resistencia – expansión gradual 74 2.36 Contracción gradual 75 2.37 Coeficiente de resistencia – contracción gradual (θ ≥ 15°) 75 2.38 Coeficiente de resistencia – contracción gradual (θ < 15°) 76

XVIII

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.39 Pérdidas en la entrada 77 2.40 Sistema de fuerzas en el interior de un separador 82 2.41 Secciones de separación 86 2.42 Separador vertical 88 2.43 Separador esférico 89 2.44 Niveles de líquido de un separador horizontal 93 2.45 Bota de gas 100 2.46 Depurador de gas 102 2.47 KOD 103 2.48 Tea 104 2.49 Configuración geométrica del dimensionamiento de la tea 106 2.50 Tanque de almacenamiento 110 4.1 Interfaz del programa de dimensionamiento de equipos de una

EPF 158

4.2 Información general 159 4.3 Datos de ingreso de las propiedades de los fluidos del

programa de dimensionamiento de equipos de una EPF 159

4.4 Datos de ingreso para dimensionar la tea 160 4.5 Datos para el dimensionamiento de los equipos 161 4.6 Separador de prueba 163 4.7 Separador de producción 164 4.8 Bota de gas 165 4.9 Tea 166

4.10 Tanque de almacenamiento de petróleo 167 4.11 Sistema de calentamiento 168 4.12 Tanque de lavado 168 4.13 Interfaz del programa de monitoreo y control de una EPF 170 4.14 Completación mecánica 172 4.15 Datos del reservorio para realizar cálculos PVT 172 4.16 Cromatografía del gas 173 4.17 Datos de ingreso de las propiedades de los fluidos del

programa de monitoreo y control de una EPF 174

4.18 Datos de los caudales de los fluidos 175 4.19 Datos de presión seteada, BSW y dimensiones 176 4.20 Caída de presión por accesorios en la línea del petróleo 177 4.21 Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería 178 4.22 Módulo de presión y caudales por equipos 179 4.23 Módulo de pérdidas de presión por flujo multifásico en tubería

horizontal 180

4.24 Módulo de pérdidas de presión en los equipos de la línea de gas de alta

182

4.25 Resultados de la línea del petróleo 184 4.26 Resultados de la línea del agua 185 4.27 Resultados de la línea del gas de alta 186 4.28 Resultados de la línea del gas de baja 187 4.29 Resultados PVT del petróleo 188 4.30 Resultados de flujo multifásico 189 4.31 Pérdidas de calor en líneas de superficie 192

XIX

LISTA DE ECUACIONES

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.1 Gravedad específica del gas 30 2.2 Presión pseudo crítica en un sistema de gas natural 31 2.3 Temperatura pseudo crítica en un sistema de gas natural 31 2.4 Presión pseudo crítica en un sistema de gas condensado 31 2.5 Presión pseudo crítica en un sistema de gas condensado 31 2.6 Presión pseudo reducida 31 2.7 Temperatura pseudo reducida 32 2.8 Factor de compresibilidad de los gases – Beggs y Brill 32 2.9 Factor A para determinar Z - Beggs y Brill 32

2.10 Factor B para determinar Z - Beggs y Brill 32 2.11 Factor C para determinar Z - Beggs y Brill 32 2.12 Factor D para determinar Z - Beggs y Brill 32 2.13 Densidad del gas 33 2.14 Peso molecular del gas 33 2.15 Factor X para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 33 2.16 Factor Y para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 33 2.17 Factor K para determinar µg – Lee, Gonzalez y Eakin 34 2.18 Viscosidad del gas – Lee, Gonzalez y Eakin 34 2.19 Gravedad específica del petróleo 35 2.20 Relación gas – petróleo producido 35 2.21 Densidad del petróleo 36 2.22 Viscosidad del petróleo muerto 36 2.23 Factor x para determinar la viscosidad del petróleo muerto 36 2.24 Viscosidad del petróleo 36 2.25 Factor b para determinar la viscosidad del petróleo 37 2.26 Tensión interfacial del petróleo para temperaturas menores a

68 °F 37

2.27 Tensión interfacial del petróleo para temperaturas mayores a 100 °F

37

2.28 Tensión interfacial del petróleo para temperaturas entre 68 < T(°F) < 100

37

2.29 Factor Fc para corregir los efectos del gas en solución – tensión interfacial del petróleo

38

2.30 Tensión interfacial del petróleo a cualquier presión 38 2.31 Gravedad específica del agua 38 2.32 Densidad del agua 39 2.33 Viscosidad del agua a la presión atmosférica – McCain 39 2.34 Factor A para determinar la µw a la presión atmosférica –

McCain 39

2.35 Factor B para determinar la µw a la presión atmosférica – McCain

39

2.36 Ajuste a la µw a la presión atmosférica – McCain 40 2.37 Viscosidad del agua a la presión deseada - McCain 40

XX

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.38 Tensión interfacial del agua – Jennings y Newman 40 2.39 Factor A para determinar la tensión interfacial del agua –

Jennings y Newman 40

2.40 Factor B para determinar la tensión interfacial del agua – Jennings y Newman

40

2.41 Factor C para determinar la tensión interfacial del agua – Jennings y Newman

40

2.42 Ecuación del Gradiente de presión total 41 2.43 Componente de la caída de presión por fricción 41 2.44 Componente de la caída de presión por elevación 41 2.45 Componente de la caída de presión por aceleración 41 2.46 Número de Reynolds 42 2.47 Factor de fricción para flujo laminar 43 2.48 Factor de fricción para flujo transitorio 43 2.49 Factor de fricción para flujo turbulento – Swamee y Jain 43 2.50 Factor de fricción para flujo turbulento – Zigrang y Sylvester 44 2.51 Rata de flujo para el petróleo 47 2.52 Rata de flujo para el agua 48 2.53 Rata de flujo para el gas 48 2.54 Hold up líquido y gas 48 2.55 Hold up sin deslizamiento 49 2.56 Velocidad superficial de la fase líquida 49 2.57 Velocidad superficial de la fase gaseosa 49 2.58 Velocidad de la mezcla 50 2.59 Fracción del petróleo en una fase líquida 50 2.60 Fracción de agua o corte de agua 50 2.61 Densidad del líquido sin deslizamiento 50 2.62 Densidad de la mezcla con deslizamiento 51 2.63 Densidad de la mezcla sin deslizamiento 51 2.64 Viscosidad del líquido sin deslizamiento 51 2.65 Viscosidad de la mezcla sin deslizamiento 51 2.66 Tensión superficial del líquido sin deslizamiento 51 2.67 Número de la velocidad del líquido – Duns y Ros 52 2.68 Número de la velocidad del gas – Duns y Ros 52 2.69 Número del diámetro de la tubería – Duns y Ros 53 2.70 Número de la viscosidad del líquido – Duns y Ros 53 2.71 Límite entre el flujo burbuja/tapón – Duns y Ros 53 2.72 Límite entre el flujo tapón/transición – Duns y Ros 54 2.73 Límite entre el flujo transición/neblina – Duns y Ros 54 2.74 Hold up líquido – Duns y Ros 55 2.75 Factor Vs en función de S – Duns y Ros 55 2.76 Número adimensional S en flujo burbuja – Duns y Ros 56 2.77 Factor F3´ para determinar S en flujo burbuja – Duns y Ros 56 2.78 Factor de fricción en flujo burbuja – Duns y Ros 57 2.79 Número de Reynolds para la fase líquida 57 2.80 Abscisa para determina f2 en flujo burbuja – Duns y Ros 57 2.81 Factor f3 para determinar el factor de fricción en flujo burbuja

– Duns y Ros 58

XXI

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.82 Gradiente de presión total en flujo burbuja – Duns y Ros 58 2.83 Número adimensional S en flujo tapón – Duns y Ros 58 2.84 Factor F6´ para determinar S en flujo tapón – Duns y Ros 58 2.85 Número de Reynolds para la fase gaseosa 59 2.86 Número adimensional de la viscosidad del líquido 60 2.87 Número de Weber 60 2.88 Rugosidad relativa cuando NWe*Nμ ≤ 0.005 60 2.89 Factor de fricción en flujo neblina – Duns y Ros 61 2.90 Rugosidad relativa cuando NWe*Nμ > 0.005 61 2.91 Gradiente de presión total en flujo neblina – Duns y Ros 61 2.92 Gradiente de presión total en flujo de transición – Duns y Ros 61 2.93 Factor A para determinar el gradiente de presión total en flujo

de transición – Duns y Ros 62

2.94 Factor L1 – Beggs y Brill 62 2.95 Factor L2 – Beggs y Brill 62 2.96 Factor L3 – Beggs y Brill 62 2.97 Factor L4 – Beggs y Brill 62 2.98 Número de Froude 62 2.99 Hold up líquido para todos los patrones de flujo – Beggs y Brill 63 2.100 Factor de corrección del hold up por efectos de la inclinación

de la tubería – Beggs y Brill 64

2.101 Factor C para todos los patrones de flujo – Beggs y Brill 64 2.102 Hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación

– Beggs y Brill 65

2.103 Hold up líquido corregido en flujo de transición – Beggs y Brill 65 2.104 Factor A para determinar el hold up líquido corregido en flujo

de transición – Beggs y Brill 65

2.105 Factor de fricción normalizado – Beggs y Brill 65 2.106 Razón del factor de fricción para dos fases y el factor de

fricción normalizado en función de s – Beggs y Brill 66

2.107 Factor s para determinar la razón del factor de fricción para dos fases y el factor de fricción normalizado – Beggs y Brill

66

2.108 Factor y para determinar s – Beggs y Brill 66 2.109 Factor s cuando 1 < y < 1.2 – Beggs y Brill 66 2.110 Factor de fricción para dos fases 66 2.111 Gradiente de presión total para todos los patrones de flujo –

Beggs y Brill 66

2.112 Densidad de la mezcla con deslizamiento usando el hold up líquido corregido – Beggs y Brill

66

2.113 Flujo volumétrico o caudal 67 2.114 Ecuación de continuidad 67 2.115 Ecuación de continuidad para líquidos 68 2.116 Ecuación de Bernoulli 69 2.117 Ecuación general de la energía 70 2.118 Energía que una bomba adiciona al fluido 70 2.119 Energía que un motor resta al fluido 71 2.120 Pérdida de energía ocasionada por la fricción – Ecuación de

Darcy 71

XXII

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.121 Pérdidas menores – Pérdidas de salida 72 2.122 Pérdidas menores – Expansión gradual 73 2.123 Pérdidas menores – Contracción gradual 74 2.124 Pérdidas menores – Pérdidas en la entrada 76 2.125 Pérdidas menores – Coeficiente de resistencia para válvulas

y accesorios 77

2.126 Sistema de fuerzas – teoría de asentamiento 82 2.127 Fuerza de arrastre 82 2.128 Coeficiente de arrastre para flujo laminar 83 2.129 Velocidad de asentamiento de la gota 83 2.130 Capacidad para el manejo del gas 84 2.131 Capacidad para el manejo del líquido – Dos fases 84 2.132 Capacidad para el manejo del líquido – Tres fases 85 2.133 Número de Reynolds – Dimensionamiento de separadores 94 2.134 Coeficiente de arrastre – Dimensionamiento de separadores 94 2.135 Velocidad de asentamiento – Dimensionamiento de

separadores 94

2.136 Constante de Souders y Brown – Dimensionamiento de separadores

94

2.137 Diámetro base – Dimensionamiento de separadores 95 2.138 Longitud efectiva – Manejo del gas en el dimensionamiento de

separadores bifásicos 95

2.139 Longitud de costura a costura – Manejo del gas en el dimensionamiento de separadores bifásicos

95

2.140 Longitud efectiva – Manejo del líquido en el dimensionamiento de separadores bifásicos

95

2.141 Longitud de costura a costura – Manejo del líquido en el dimensionamiento de separadores bifásicos

95

2.142 Relación para la selección de separadores 95 2.143 Tasa de gas a condiciones de operación 96 2.144 Densidad de la mezcla bifásica 96 2.145 Velocidad de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de

separadores bifásicos 96

2.146 Diámetro de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de separadores bifásicos

97

2.147 Velocidad de la boquilla de salida del gas - Dimensionamiento de separadores bifásicos

97

2.148 Diámetro de la boquilla de salida del gas - Dimensionamiento de separadores bifásicos

97

2.149 Diámetro de la boquilla de salida del líquido - Dimensionamiento de separadores bifásicos

98

2.150 Longitud efectiva – Manejo del líquido en el dimensionamiento de separadores trifásicos

98

2.151 Densidad de la mezcla trifásica 99 2.152 Diámetro de la boquilla de entrada - Dimensionamiento de

separadores trifásicos 99

2.153 Diámetro de la boquilla de salida del líquido - Dimensionamiento de separadores trifásicos

100

XXIII

No DESCRIPCIÓN PÁGINA 2.154 Diámetro base – Dimensionamiento de la bota de gas 101 2.155 Capacidad del líquido - Dimensionamiento de la bota de gas 101 2.156 Longitud de costura a costura – Manejo del líquido en el

dimensionamiento de la bota de gas 101

2.157 Diámetro y N° Match – Dimensionamiento de una tea 106 2.158 Liberación de calor – Dimensionamiento de una tea 106 2.159 Longitud de la llama – Dimensionamiento de una tea 107 2.160 Velocidad del sonido – Dimensionamiento de una tea 107 2.161 Velocidad de salida del quemador – Dimensionamiento de

una tea 107

2.162 Distorsión de la llama producida por el viento – Dimensionamiento de una tea

108

2.163 Componente vertical de la llama – Dimensionamiento de una tea

108

2.164 Componente horizontal de la llama cuando la distorsión de la llama producida por el viento es menor a 0.5 – Dimensionamiento de una tea

108

2.165 Componente horizontal de la llama cuando la distorsión de la llama producida por el viento es mayor a 0.5 – Dimensionamiento de una tea

108

2.166 Distancia horizontal del centro geométrico de la llama al punto de referencia – Dimensionamiento de una tea

108

2.167 Mínima distancia del centro de la llama al punto de referencia – Dimensionamiento de una tea

109

2.168 Distancia vertical del centro de la llama al punto de referencia – Dimensionamiento de una tea

109

2.169 Altura – Dimensionamiento de una tea 109 2.170 Diámetro de la partícula de agua a ser removida asumiendo

un corte de agua del 1% - Dimensionamiento de un tanque de lavado

114

2.171 Diámetro de la partícula a cualquier corte de agua 114 2.172 Diámetro mínimo del tanque – Dimensionamiento de un

tanque de lavado 114

2.173 Capacidad del tanque - Dimensionamiento de un tanque de lavado

115

2.174 Calor requerido – Sistema de calentamiento 115 2.175 Diámetro del tanque – Dimensionamiento de un tanque de

almacenamiento 116

3.1 Presión hidrostática en un punto 138 3.2 Presión hidrostática del agua en el separador de producción 146

XXIV

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES A Área L2

Ao Área del petróleo en la tubería L2 °API Grado API API Instituto Americano del Petróleo ASA Asociación Americana de Estándares Aw Área del agua en la tubería L2

BAPD Barriles de agua por día L3/t BF Barril fiscal L3 BFPD Barriles de fluido por día L3/t bl Barriles L3

BPPD Barriles de petróleo por día L3/t °C Grados Celsius T CAPEX Costos de inversiones CD Coeficiente de arrastre co Calor específico del petróleo L2/T2θ1 cp Centipoise M/Lt CPF Central de proceso de fluidos cw Calor específico del agua L2/T2θ1

d Diámetro L dbase Diámetro base L dm Diámetro de la partícula L dmi% Diámetro de la partícula de agua, asumiendo

un corte de agua del 1% L

(dP/dL)aceleración Caída de presión por aceleración M/L2t2

(dP/dL)elevación Caída de presión por elevación M/L2t2 (dP/dL)fricción Caída de presión por fricción M/L2t2 (dP/dL)TOTAL Caída de presión total M/L2t2 E Energía que posee el fluido ML/M EPF Facilidad temprana de producción F Emisividad f Factor de fricción °F Grados Fahrenheit T Fc Factor para corregir los efectos del gas

disuelto

FD Fuerza de arrastre ML/t2

Fg Fuerza de gravedad ML/t2 Fn Factor de fricción normalizado fo Fracción del petróleo FODA Fortalezas, oportunidades, debilidades,

amenazas

fT Factor de fricción del conducto al que está unido la válvula o accesorio

fw Fracción del agua g Gravedad L/t2

gc Factor de conversión gravitacional

XXV

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES GOR Relación gas - petróleo producido Gp Gas producido L3

H Altura de la tea L H´ Distancia vertical del centro de la llama al

punto de referencia L

h Altura del líquido L hA Energía que se agrega al fluido mediante un

dispositivo mecánico ML/M

Hg Hold up del gas HL Hold up líquido hL Pérdidas de energía debido a la fricción y

pérdidas menores por accesorios ML/M

HL(θ) Hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación

HL(θ)Int Hold up líquido corregido Intermitente HL(θ)Seg Hold up líquido corregido Segregado hR Energía que se remueve del fluido mediante

un dispositivo mecánico ML/M

K Coeficiente de resistencia K Constante de Souders y Brown K Kelvin T K Radiación admisible al nivel del suelo M/t3 L Longitud de la corriente de flujo L L Longitud de la llama L l Pérdidas de calor lb Libra M lbf Libra fuerza ML/t2

lbm Libra masa M lb-mol Libras – mol N Le/D Relación de longitud equivalente Leff Longitud efectiva L Ls/s Longitud de costura a costura L M Caudal másico de diseño para radiación M/t m Metros L Ma Masa del aire MN-1

Mg Peso molecular del gas MN-1 MMPCSD Millones de pies cúbicos estándar por día L3/t m/s Metros por segundo L/t Nd Número del diámetro de la tubería NFr Número de Froude Ngv Número de la velocidad del gas Ngv B/S Límite entre flujo burbuja/tapón Ngv S/Tr Límite entre flujo tapón/transición Ngv Tr/M Límite entre flujo transición/neblina NL Número de la viscosidad del líquido NLv Número de la velocidad del líquido Np Petróleo producido L3

NRe Número de Reynolds

XXVI

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES NReg Número de Reynolds del gas NReL Número de Reynolds del líquido Nµ Número adimensional de la viscosidad líquida NWe Número de Weber OPEX Costos de operación P Presión M/Lt2 pc Pies cúbicos L3

PCS Pies cúbicos estándar L3 PCSD Pies cúbicos estándar por día L3/t Ph Presión hidrostática M/Lt2 PMBOK Cuerpo de Conocimiento de la Gestión de

Proyectos

PMI Instituto de Gestión de Proyectos Psc Presión pseudo crítica M/Lt2 psi Libras por pulgada cuadrada M/Lt2

psia Libras por pulgada cuadrada absoluta M/Lt2

psig Libras por pulgada cuadrada manométrica M/Lt2

Psr Presión pseudo reducida PVT Presión, volumen, temperatura Q Caudal L3/t Q Liberación del calor ML2/t3

q Peso calorífico inferior L2/t2 Qg Tasa de flujo del gas L3/t QgCS Tasa de flujo del gas a condiciones estándar L3/t Qgop Tasa de flujo del gas a condiciones de

operación L3/t

QL Tasa de flujo del líquido L3/t Qo Tasa de flujo del petróleo L3/t QoCS Tasa de flujo del petróleo a condiciones

estándar L3/t

Qw Tasa de flujo del agua L3/t QwCS Tasa de flujo del agua a condiciones estándar L3/t R Distancia del eje de antorcha al punto de

referencia L

R Rankine T R Rango para seleccionar los equipos R´ Distancia horizontal del centro geométrico de

la llama al punto de referencia L

Rs Razón de gas - petróleo en solución Rw Razón de gas - agua en solución S Salinidad M/L3 s Segundo T SCH Número de cédula de la tubería SPE Sociedad de Ingenieros Petroleros T Temperatura T tR Tiempo de retención T tRo Tiempo de retención del petróleo T tRw Tiempo de retención del agua T

XXVII

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES Tsc Temperatura pseudo crítica T Tsr Temperatura pseudo reducida Ul Velocidad de salida del quemador L/t Us Velocidad del sonido L/t U∞ Velocidad del viento (medido a 10 m de altura) L/t V Volumen del fluido L3

v Velocidad L/t Vbl Velocidad de salida del líquido L/t Vbo Velocidad de salida del petróleo L/t Vboq Velocidad de la boquilla de entrada L/t Vbsg Velocidad de la boquilla de salida del gas L/t Vm Velocidad de la mezcla L/t Vo Volumen de petróleo L3

VSL Velocidad superficial de la fase líquida L/t VSg Velocidad superficial de la fase gaseosa L/t Vt Velocidad de asentamiento de la gota L/t Vw Volumen de agua L3

Wc Corte de agua Z Factor de compresibilidad de los gases z Elevación respecto a un eje determinado L ΔSG Diferencia de gravedades específicas ΔT Incremento de temperatura T βg Factor volumétrico del gas βo Factor volumétrico del petróleo βw Factor volumétrico del agua ξ Rugosidad de la tubería L ΣΔx Componente horizontal de la llama L ΣΔy Componente vertical de la llama L ξ/d Rugosidad relativa λg Hold up sin deslizamiento del gas λL Hold up sin deslizamiento del líquido θ Ángulo de la tubería respecto a la horizontal ϕboq Diámetro de la boquilla de entrada L ϕbsg Diámetro de la boquilla de salida del gas L ϕbso Diámetro de la boquilla de salida del líquido L ρ Densidad M/L3 ρg Densidad del gas M/L3 ρL Densidad del líquido M/L3 ρl Densidad del líquido sin deslizamiento M/L3 ρmezcla Densidad de la mezcla M/L3 ρn Densidad de la mezcla sin deslizamiento M/L3 ρo Densidad del petróleo M/L3 ρs Densidad de la mezcla con deslizamiento M/L3 ρw Densidad del agua M/L3 Γ Coeficiente isentrópico γg Gravedad específica del gas γo Gravedad específica del petróleo γw Gravedad específica del agua

XXVIII

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES σ Tensión interfacial F/L σ68 Tensión interfacial gas – petróleo para

temperaturas menores a 68 °F F/L

σ100 Tensión interfacial gas – petróleo para temperaturas mayores a 100 °F

F/L

σgo Tensión interfacial gas – petróleo F/L σgw Tensión interfacial gas – agua F/L σL Tensión interfacial del líquido sin

deslizamiento F/L

σs Tensión segura de trabajo M/Lt2 σT Tensión interfacial gas – petróleo valores

intermedios entre 100 °F y 68 °F F/L

τ Transmisividad del medio μ Viscosidad M/Lt μg Viscosidad del gas M/Lt μL Viscosidad del líquido sin deslizamiento M/Lt μn Viscosidad de la mezcla sin deslizamiento M/Lt μo Viscosidad del petróleo M/Lt μod Viscosidad del petróleo muerto M/Lt μw Viscosidad del agua M/Lt μwl Viscosidad del agua a condiciones estándar M/Lt Ψ Factor de corrección del hold up por efectos

de la inclinación de la tubería

% Porcentaje * Multiplicación

XXIX

RESUMEN

En el Capítulo 1 se presenta la descripción del problema, se detalla la propuesta de solución, se plantean los objetivos, se explica la metodología que se va a utilizar en el transcurso del proyecto, se realiza un árbol de problemas y el análisis FODA del proyecto.

En el Capítulo 2 se describe cuáles son las variables más importantes en el control de procesos industriales, los equipos con los cuales se miden estas variables y se presenta la simbología que se utiliza para poder entender diagramas P&ID. Se exponen las correlaciones que sirven para determinar las propiedades PVT de los fluidos que sirven para dimensionar equipos. Se describen los algoritmos y ecuaciones para determinar las pérdidas de presión ocasionadas por flujo multifásico en tubería vertical y horizontal. Se muestran las ecuaciones que sirven para determinar las pérdidas de presión ocasionadas por elementos mecánicos (accesorios). Se procede a determinar la funcionalidad de cada equipo en la EPF y se desarrollan los algoritmos necesarios para poder dimensionar estos equipos.

En el Capítulo 3 se presentan los dos programas: “Programa de dimensionamiento

de los equipos de la EPF” y “Programa de monitoreo y control de una EPF”. A través

de datos de producción de un campo X que presenta un arreglo de 5 pozos, propiedades de los fluidos, tiempo de retención, entre otros, se procede a utilizar el primer programa para dimensionar los equipos de la EPF. A continuación, con los datos de producción, propiedades de los fluidos, BSW, entre otros, se procede a controlar y monitorear las variables de caudal y presión por equipo/trayectoria en las líneas de petróleo, agua, gas de alta presión y gas de baja presión, con el objetivo de verificar el ingreso de los fluidos entre equipos.

En el Capítulo 4 se detalla el manual de uso de cada uno de los programas.

En el Capítulo 5 se realiza el estudio económico del proyecto en base a diferentes alternativas y escenarios que se encuentran en función de la producción y el valor del barril del petróleo, respectivamente. Se determina el costo de alquiler de los equipos de la EPF y se genera el valor total de ganancia o pérdida para cada uno de los escenarios. Después se procede a determinar cuál de los escenarios planteados es el mejor, empleando el método de jerarquías analíticas.

XXX

Finalmente en el Capítulo 6 se plantean las conclusiones y recomendaciones del proyecto.

XXXI

PRESENTACIÓN

La mayoría de campos que se encuentran produciendo en el oriente ecuatoriano son campos maduros, con alta presencia de gas libre y agua de formación, por lo que el tratamiento prematuro del crudo, en una EPF, ayudaría en el proceso de producción del petróleo.

Muchas de las facilidades de producción ubicadas en el oriente ecuatoriano se encuentran caducas, pues tienen más de 25 años de existencia, y operan con equipos cuyos valores de longitudes y diámetros están sobredimensionados, lo cual se traduce en un costo operativo mayor de lo previsto y crea un ambiente de incertidumbre sobre cuáles son los verdaderos valores que deben poseer los equipos para poder operar de forma funcional y eficiente. Además de los gastos innecesarios y la ineficiencia de los equipos, se tiene el problema de un precario proceso de almacenamiento y medición de los fluidos y caídas bruscas de presión que agregan más gastos a la producción por la adición de bombas, entre otros inconvenientes.

Debido a estos antecedentes, se realiza el presente proyecto para poder sumar una herramienta integral con la cual se pueda dimensionar, de la mejor forma, los equipos presentes en una EPF y otros equipos que no se encuentran en la misma, pero que se podrían encontrar en otra estación de facilidades de producción. A través de datos sencillos y con una interfaz amigable con el usuario, este programa genera tablas de longitudes y diámetros para ayudar al cliente en la decisión técnica de las dimensiones de los equipos.

Además de este primer programa, se presenta otra herramienta útil para el cliente con la cual se puede monitorear y controlar los parámetros de presión y caudal en la EPF. Este programa se usa con el objetivo de controlar el caudal de entrada y salida de cada uno de los equipos de la EPF en cada una de las líneas de flujo y para determinar las caídas de presión ocasionadas por flujo multifásico y por accesorios mecánicos. En base a los datos de presión de entrada y caídas de presión, el programa procede a verificar si la presión de salida de un equipo es suficiente para permitir el flujo, a otro equipo, sin la necesidad de añadir una bomba.

XXXII

Estos programas son complementados por un estudio económico desarrollado en una hoja de Excel. Este análisis se basa en alternativas y escenarios propuestos por el cliente y que pueden ser comparados por el método de jerarquías analíticas.

1

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA Y METODOLOGÍA A SEGUIR

1.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se describirá la metodología a seguir en el proyecto para asegurar el cumplimiento de su alcance; así como, la consecución de los objetivos propuestos para el problema.

1.2 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

El problema nace ante la necesidad de contar con un software integral para dimensionar una Facilidad Temprana de Producción (EPF), capaz de determinar los parámetros operativos necesarios para el correcto funcionamiento de los equipos y la selección adecuada de los mismos, respecto a la necesidad del cliente, monitoreando volúmenes de producción y almacenamiento del crudo, para que a futuro, pueda ser tratado en una Central de Proceso de Fluidos (CPF).

1.3 PROPUESTA DE SOLUCIÓN

La solución que se planea es la elaboración de algoritmos – que serán usados para el desarrollo de un software integral – los cuales ayudarán en la fase de dimensionamiento y selección de equipos, determinar las pérdidas de presión tanto en tubería como accesorios y en el monitoreo y control del proceso de almacenamiento y medición en una EPF.

1.4 FORMULACIÓN Y SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA

1.4.1 FORMULACIÓN

· ¿La elaboración de un software integral para el dimensionamiento de una EPF proveerá una estrategia para evitar los problemas operativos debidos al manejo manual de la EPF y añadirá eficiencia al proceso?

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1.4.2 SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA

· ¿El desarrollo de un software integral para el dimensionamiento de una EPF supondrá un beneficio a la fase de producción de petróleo en estos tiempos de crisis?

· ¿El desarrollo de un software integral para el dimensionamiento de una EPF contribuirá al estudio técnico – económico planteado para los diferentes campos, entre ellos los campos maduros?

· ¿El proyecto considerará una alta inversión tanto económica como de personal?

· ¿El apropiado dimensionamiento de una EPF optimizará la producción de petróleo en su fase inicial?

· ¿La disposición de nuevos equipos o equipos poco utilizados en una EPF mejorará su rendimiento?

· ¿La selección adecuada de equipos para una EPF reducirá el costo económico programado por el cliente?

1.5 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

1.5.1 OBJETIVO GENERAL

· Elaborar los algoritmos necesarios para el dimensionamiento de equipos, análisis y control del proceso de almacenamiento y medición de una EPF.

1.5.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

· Describir la metodología del PMI a fin de asegurar el cumplimiento del alcance propuesto a tiempo.

· Proporcionar una revisión de la instrumentación usada en la Industria y el control de procesos.

· Considerar propiedades de flujo como gravedad específica, factor de compresibilidad, viscosidad cinemática, para obtener información necesaria para la selección y diseño de los equipos y el proceso de almacenamiento y medición.

· Explicar la manera en que el fluido pierde presión en tubería vertical, tanto por fricción (flujo multifásico) como por accesorios (válvulas, codos, te).

· Detallar el dimensionamiento y la función que realiza cada uno de los equipos que componen una EPF.

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· Dimensionar una EPF considerando los caudales, tipos de fluido y propiedades de flujo.

· Controlar las pérdidas de presión por líneas de fluido y equipo en una EPF. · Realizar un análisis técnico - económico en base a la selección de los

equipos óptimos de una EPF, acorde a la necesidad del cliente.

1.6 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

1.6.1 PRÁCTICA

El proyecto se plantea ante la necesidad de las empresas operadoras del Ecuador de contar con un simulador integral para dimensionar una EPF, capaz de dimensionar los equipos que la componen y mejorar el proceso de medición y almacenamiento del crudo. Con estos resultados se planificará y gestionará el campo en estudio, se optimizará la productividad y se reducirán las pérdidas de presión tanto en tubería como en accesorios.

Todo lo mencionado aportará en el momento de la toma de decisiones estratégicas sustentadas bajo el conocimiento de la Ingeniería de Producción.

1.6.2 HIPÓTESIS

La justificación del proyecto es de carácter práctica, es decir, no se necesita plantear una hipótesis a ser demostrada.

1.6.3 METODOLOGÍA

La metodología a ser empleada en el presente proyecto es la propuesta por el PMI a través de su guía para la dirección de proyectos: PMBOK.

El proyecto será de una sola fase ya que su cierre resultará de la revisión del entregable como prueba de culminación y aceptación. Además, el proyecto contará con una relación iterativa, debido a que es de carácter investigativo y presenta un ambiente incierto; así pues, el alcance se gestiona mediante la entrega de elementos adicionales al producto final, lo cual, facilita el control del proyecto y adiciona un plus al valor final del entregable (Sandoval, 2013).

4

1.6.3.1 Dirección de proyectos

La Dirección de Proyectos es la aplicación de conocimientos, herramientas y técnicas a las actividades del proyecto con el fin de satisfacer los requisitos involucrados en el proyecto (Aguilar y Cevallos, 2014).

En la figura 1.1 se expone las divisiones de la dirección de proyectos, el grupo de procesos y las áreas de conocimiento.

FIGURA 1.1: DIRECCIÓN DE PROYECTOS (En base a PMBOK, 2008)

La figura 1.2 muestra los procesos de la Dirección de Proyectos.

FIGURA 1.2: PROCESOS DE LA DIRECCIÓN DE PROYECTOS (Tomado de Sandoval, 2013)

DIRECCIÓN DE

PROYECTOS

RESPONSABILIDAD SOCIAL Y

PROFESIONAL

GRUPO DE PROCESOS

- INICIACIÓN

- PLANIFICACIÓN

- EJECUCIÓN

- SEGUIMIENTO Y CONTROL - CIERRE

ÁREAS DE CONOCIMIENTO

ALCANCE, CALIDAD, CRONOGRAMA, PRESUPUESTO,

RECURSOS, RIESGO, ADQUISICIONES,

COMUNICACIONES, INTEGRACIÓN, INVOLUCRADOS

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La figura 1.3 expone la interacción existente entre los grupos de procesos e ilustra el nivel de superposición en las distintas etapas de vida del proyecto.

FIGURA 1.3: INTERRELACIÓN DE LOS GRUPOS DE PROCESOS (Tomado de Sandoval, 2013)

1.7 ÁRBOL DE PROBLEMAS

El Árbol de Problemas es una herramienta poderosa que permite entender la problemática que se debe solucionar. Cuenta con una relación causa/efecto, su interacción, y las condiciones apreciadas en torno al problema.

La figura 1.4 presenta el árbol de problemas del proyecto.

6

FIGURA 1.4: ÁRBOL DE PROBLEMAS DEL PROYECTO

1.8 ANÁLISIS FODA

La elaboración de la matriz FODA (Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas) permite conformar un cuadro con la realidad del proyecto, de forma sistemática y proactiva, el cual diagnostica de manera precisa la situación actual del mismo.

La tabla 1.1 expone la matriz FODA que se consiguió del proyecto.

Caídas bruscas de presión en la

trayectoria de los componentes de la

EPF.

Incertidumbre en el proceso de

dimensionamiento de una EPF.

AUSENCIA DE UN SOFTWARE

INTEGRAL PARA EL DIMENSIONAMIENTO

DE UNA EPF

Sobredimensionamiento de equipos que

conforman una EPF.

Inseguridad en los Datos de

Producción obtenidos.

Mayor inversión y gastos

innecesarios.

Ineficiencia en los equipos utilizados

en la EPF.

Altos costos en operación y análisis

de datos (hora-hombre).

Presencia de Facilidades de

Producción caducas con más de 25 años de operación en el

oriente ecuatoriano.

Deficiencia en el Proceso de

Almacenamiento y Medición en una

EPF.

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TABLA 1.1: MATRIZ FODA PARA EL PROYECTO

FORTALEZAS DEBILIDADES · Desarrollo de un software integral capaz de

generar el valor de las propiedades de los fluidos.

· Implementación del dimensionamiento de una EPF.

· Optimización de equipos ya existentes en una EPF.

· Análisis de pérdidas de presión en tuberías y accesorios.

· Control en el proceso de almacenamiento y medición de la producción.

· Mejorar el proceso de medición y almacenamiento de fluidos de producción en una EPF.

· Los resultados que arroje el programa servirán para el plan de inversión en los equipos por parte del cliente.

· La manipulación del software será sencillo. · Aporte a la Industria Petrolera.

· Básica interfaz del programa.

· No se podrá guardar los resultados de simulaciones realizadas.

· Algunos elementos más complejos no serán incluidos en el software.

· No se podrá cargar una data al software; el ingreso de los datos es de forma manual.

OPORTUNIDADES AMENAZAS · Adecuar el entregable del proyecto para ser

usado en proyectos de carácter más general.

· Optimizar la producción de petróleo en los campos del oriente ecuatoriano.

· Contratos favorables en la industria petrolera.

· Obtener patrocinio de clientes potenciales para fortalecer el software y solventar sus debilidades.

· Uso de lenguajes de programación más avanzados para el mejoramiento del software.

· Adecuar el software a nuevos panoramas dentro de la Industria Petrolera, consiguiendo mayor aceptación por parte de los clientes.

· Herramienta poderosa que permita al cliente abordar un mayor horizonte de posibilidades.

PERMANENTES · Falta de

confianza en un producto nuevo en el mercado.

· Economía de la industria petrolera voluble.

· Competencia con programas más avanzados.

CIRCUNSTANCIALES · Deficiencias del

programa debido a la herramienta de programación usada.

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CAPÍTULO 2

FACILIDADES TEMPRANAS DE PRODUCCIÓN Y SUS COMPONENTES

2.1 TEORÍA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS

2.1.1 INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DE PROCESOS

El sector industrial presenta diferentes tipos de procesos, a través de los cuales, se transforma el material que ingresa en un producto deseado (Morales, 2007).

La Instrumentación y Control son el conjunto de instrumentos que permiten capturar, analizar y modificar variables de procesos, controlar procesos y transformarlos. Las variables de procesos, también conocidas como variables de medición o de instrumentación, son las propiedades que actúan en un proceso y las cuales se necesitan medir (Maraña, 2005).

La Instrumentación permite captar las variables, manipularlas, transformarlas e instalar los instrumentos de control y medición de un proceso.

El Control posibilita el manejo de las variables que intervienen en un proceso para la consecución de un producto, con la calidad deseada, de manera eficiente y con el máximo beneficio económico. Además, mantiene las variables dentro de un límite aceptable determinado con anticipación (Maraña 2005).

La figura 2.1 expone el manejo de variables en el control de procesos.

FIGURA 2.1: MANEJO DE VARIABLES EN EL CONTROL DE PROCESOS (Tomado de Morales, 2007)

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Los Instrumentos de Medición y Control son considerados complejos y para su estudio se debe clasificarlos de manera apropiada.

2.1.1.1 Instrumentos por su función

· ELEMENTOS PRIMARIOS DE MEDICIÓN

Se definen como los instrumentos que se encuentran en contacto con la variable, usando la energía del medio para proporcionar al sistema de medición una alarma en respuesta a alguna desviación de la variable controlada. El ejemplo más común son las placas orificio (Maraña, 2005).

· TRANSMISORES

Son los instrumentos que captan la variable del proceso, por medio de un elemento primario, y lo transmiten a un lugar determinado en forma de señal neumática o eléctrica. Pueden ser ciegos (sin indicador local) y con indicador local incorporado (Maraña, 2005).

· INDICADORES LOCALES

Son los instrumentos que captan la variable del proceso y la exponen para que pueda ser vista. Algunos ejemplos son: manómetros, termómetros, rotámetros, etc. (Maraña, 2005).

· INTERRUPTORES

Son los instrumentos que captan la variable del proceso y cambian de estado en reposo ha activado para un valor concreto del proceso. Un ejemplo es un interruptor de nivel (Maraña, 2005).

· CONVERTIDORES

Son los instrumentos que acogen un cierto tipo de señal y lo transforman a otro. Un ejemplo es un convertidor de señal eléctrica a neumática (Maraña, 2005).

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· CONTROLADORES

Son los instrumentos que captan, miden y comparan las variaciones de la variable de proceso y, si es necesario, activan el elemento final de control (Maraña, 2005).

· ELEMENTOS FINALES DE CONTROL

Son los instrumentos que acogen un tipo de señal proveniente de un controlador y varían el parámetro de control mediante una acción correctiva. Un ejemplo son las válvulas (Maraña, 2005).

2.1.1.2 Instrumentos por la variable de proceso

A continuación se detallan las variables de proceso que se pueden medir.

2.1.1.2.1 Medición de presión

La presión se define como la fuerza que ejerce un fluido por unidad de área. En la Industria es indispensable obtener la medida de la presión para realizar mediciones de nivel, flujo, por seguridad en tanques presurizados, etc. Los tipos de presión que se miden son la presión relativa, absoluta y diferencial (Bustillos, 2001).

La unidad que se utiliza para medir la presión, en la Industria Petrolera, es el psi. Cuando se utiliza psia se mide la presión absoluta y cuando se utiliza psig se mide la presión gauge o manométrica.

2.1.1.2.1.1 Columnas de líquido

Estos instrumentos pertenecen al grupo de indicadores locales de medición y se los conoce como Manómetros. Su principio de funcionamiento se basa en un tubo, que contiene un líquido apropiado (entre menos denso mejor), con un extremo expuesto al ambiente y el otro extremo conectado a un depósito que abarca el fluido cuya presión se requiere medir. Los fluidos llegan a mantenerse en equilibrio y la diferencia de nivel es el resultado de la medición de la presión (Bustillos 2001).

La figura 2.2 muestra el funcionamiento de un manómetro.

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FIGURA 2.2: FUNCIONAMIENTO DE UN MANÓMETRO DE TUBO EN U (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.1.2 Instrumentos elásticos

También pertenecen al grupo de indicadores locales de medición. Su principio de funcionamiento se basa en la deformación que ocurre en un elemento elástico debido a la presión aplicada (Maraña, 2005).

A continuación se detallan los principales instrumentos elásticos.

· TUBOS BOURDON

La presión que se requiere medir se emplea en la parte interior de un tubo aplanado que tiene forma de círculo o espiral. Al incrementarse la presión, el tubo se endereza y el cambio es transmitido a la aguja indicadora (Bustillos, 2001).

La figura 2.3 presenta el medidor de presión de tubo Bourdon.

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FIGRURA 2.3: MEDIDOR DE PRESIÓN DE TUBO BOURDON (Tomado de Bustillos, 2001)

· FUELLES

Dentro del fuelle se coloca un resorte para provocar una relación lineal entre el cambio de longitud del fuelle y la presión que se aplica (Bustillos, 2001).

La figura 2.4 demuestra un manómetro de fuelle con resorte.

FIGRURA 2.4: MANÓMETRO DE FUELLE CON RESORTE (Tomado de Bustillos, 2001)

· DIAFRAGMAS

La presión que se aplica deforma cada una de las cápsulas circulares que constituyen el diafragma, entonces cada uno de los pequeños cambios en la longitud de las cápsulas es amplificado y transmitido a la aguja indicadora (Bustillos, 2001).

La figura 2.5 enseña la configuración de un diafragma.

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FIGRURA 2.5: DIAFRAGMAS (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.2 Medición de temperatura

La temperatura está relacionada con la energía interna de un sistema termodinámico. Para medir la temperatura se utilizan diferentes instrumentos, pero el más usado es el termómetro (Maraña, 2005).

Para medir la temperatura se utilizan los siguientes sensores:

2.1.1.2.2.1 Termómetro de bulbo

Está conformado por un Bulbo, que es un componente sensitivo a la variación de temperatura, un componente sensitivo a la variación de presión o volumen (Bourdon, Fuelle, Diafragma), un tubo capilar para conectar estos componentes y un mecanismo para transmitir la señal asociada con la temperatura (Bustillos, 2001).

La figura 2.6 esquematiza los componentes de un termómetro de Bulbo.

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FIGURA 2.6: COMPONENTES DE UN TERMÓMETRO DE BULBO CON INDICADOR LOCAL (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.2.2 Termómetros bimetálicos

Funcionan bajo el principio de dilatación de los metales. En el termómetro bimetálico existen dos láminas de metales diferentes enrollados de forma helicoidal, tal que al calentarse rotan e indican la temperatura sobre una escala (Bustillos, 2001).

La figura 2.7 exhibe los componentes este tipo de termómetro.

FIGURA 2.7: COMPONENTES DE UN TERMÓMETRO BIMETÁLICO (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.2.3 Termopares

Operan bajo el efecto Seebeck. Al calentar dos metales diferentes se genera una fuerza electromotriz, la cual es medida en el otro extremo de estos metales. La

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fuerza electromotriz es proporcional a la diferencia de temperatura de los metales (Maraña, 2005).

La figura 2.8 expone los componentes de un termopar.

FIGURA 2.8: COMPONENTES DE UN TERMOPAR (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.3 Medición de flujo

Es la variable más importante de medición en los procesos industriales. La medición del flujo se usa para control del proceso y para medidas de contabilidad (Maraña, 2005).

La medición de flujo se divide, de acuerdo al principio de operación, en:

2.1.1.2.3.1 Medidores de presión diferencial

Estos medidores son los más utilizados en los procesos industriales. Están conformados por dos tipos de elementos: El elemento primario que sirve de restricción y ocasiona una caída de presión, y el elemento secundario que mide la caída de presión y transmite una señal a un sistema de control (Maraña, 2005).

Los elementos primarios que sirven para realizar la medición son:

· PLACAS ORIFICIO

Están conformadas por una placa delgada perforada que se instala en la tubería utilizando bridas, y dos tomas, una antes y otra después de la placa para captar

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el diferencial de presión. El orificio en la placa puede ser de tipo concéntrico, excéntrico o segmentario (Bustillos, 2001).

La figura 2.9 muestra los tipos de orificio.

FIGURA 2.9: TIPOS DE PLACAS ORIFICIO (Tomado de Bustillos, 2001)

· TUBOS VENTURI

Se encuentran conformados por tres partes bien diferenciadas (Maraña, 2005):

1. Entrada convergente, cuya sección transversal disminuye hasta tener el diámetro de la garganta, produciendo un aumento en la velocidad del fluido y disminuyendo la presión. Aquí se coloca la primera toma para captar la presión interna.

2. Sección cilíndrica, donde la presión se mantiene constante y se coloca la otra toma para captar la presión estática y crear así el diferencial de presión.

3. Salida divergente, cuya sección transversal aumenta hasta tener el

diámetro de la tubería, provocando disminución en la velocidad del fluido y aumento en la presión.

La figura 2.10 presenta un tubo Venturi.

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FIGURA 2.10: PARTES DE UN TUBO VENTURI (Tomado de Maraña, 2005)

· TOBERAS

Puede considerarse una variación del tubo Venturi, con una entrada elíptica que se extiende en un cuello cilíndrico (Bustillos, 2001).

La figura 2.11 exhibe una tobera.

FIGURA 2.11: TOBERA (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.3.2 Medidores de desplazamiento positivo

Este tipo de medidores separan el volumen de flujo en fracciones volumétricas. Sus componentes principales son el eje contador, la cámara y el desplazador (Maraña, 2005).

La figura 2.12 esquematiza el funcionamiento de este tipo de medidores.

TOMA 2 TOMA 1

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FIGURA 2.12: MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.3.3 Medidores másicos

La necesidad de tener mayor precisión en las mediciones de flujo ha impulsado el desarrollo de medidores de flujo de masa. El más importante es el medidor Coriolis.

· MEDIDOR CORIOLIS

Su principio de funcionamiento se basa en el efecto Coriolis. En este tipo de medidor, el fluido ingresa y se divide entre dos tubos en forma de U, el fluido continúa su viaje y converge a la salida del medidor. Los tubos hacen vibrar al fluido, por medio de un mecanismo magnético, y la masa del fluido provoca una pequeña deformación elástica en ellos, con lo cual se mide el flujo másico (Maraña, 2005).

La figura 2.13 demuestra la configuración de este tipo de medidor.

FIGURA 2.13: CONFIGURACIÓN DEL MEDIDOR TIPO CORIOLIS (Tomado de Bustillos, 2001)

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2.1.1.2.4 Medición de nivel

Se define como la determinación de la posición de la interfase que existe entre dos medios separados por la gravedad, respecto a una línea que se toma de referencia (Maraña, 2005).

Los métodos para medir el nivel se clasifican de la siguiente manera:

2.1.1.2.4.1 Métodos visuales para medición de nivel

Son los más antiguos y simples. Los más importantes medidores dentro de este método son:

· TUBOS DE VIDRIO

Su principio de funcionamiento es el de vasos comunicantes, el cual se define como un conjunto de recipientes conectados en su parte inferior. Cuando el líquido que se requiere medir está en reposo, alcanza el mismo nivel en los recipientes. Los tubos de vidrio se aplican cuando se requiere un indicador local de nivel (Maraña, 2005).

La figura 2.14 expone un tubo de vidrio.

FIGURA 2.14: MEDIDOR DE NIVEL DE TUBO DE VIDRIO (Tomado de Bustillos, 2001)

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· CINTAS GRADUADAS

Consiste en una cinta graduada con una pesa en el extremo de la misma. La gravedad específica de la pesa es mayor a la del fluido que se desea medir. Sirve para hacer mediciones en tanques abiertos a la atmósfera (Maraña, 2005).

· FLOTADORES

Este tipo de medidores se basan en el principio de Arquímedes, el cual explica que un cuerpo, en este caso el flotador, sumergido en un fluido, es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del fluido desplazado.

Los flotadores están equipados de interruptores, para alto y bajo nivel, los cuales son utilizados para activar alarmas, cerrar válvulas, y otras maniobras (Maraña, 2005).

La figura 2.15 esquematiza varios flotadores.

FIGURA 2.15: FLOTADORES (Tomado de Bustillos, 2001)

2.1.1.2.4.2 Instrumentos de nivel de tipo hidrostático

En estos instrumentos el nivel del fluido se mide a través del peso que ejerce una columna de líquido sobre el sensor de presión. Para medir el nivel con sensores de tipo hidrostático se utilizan transmisores manométricos (Maraña, 2005).

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· APLICACIÓN DE TRANSMISORES DE NIVEL

Los transmisores manométricos miden la presión hidrostática. Los transmisores de nivel se aplican en tanques abiertos y cerrados (Maraña, 2005).

· APLICACIÓN PARA TANQUES ABIERTOS

Para este tipo de tanques, un transmisor de presión se instala cerca del fondo del tanque y realiza la medición de presión de la altura de fluido sobre él (Maraña, 2005).

· APLICACIÓN PARA TANQUES CERRADOS

En este tipo de tanques existen dos presiones: la presión hidrostática del fluido y la presión del tanque. Para medir el nivel del fluido se debe restar la presión del tanque de la medición (Maraña, 2005).

2.1.1.3 Instrumentos finales de control

Pueden ser válvulas de control, variadores de frecuencia, motores eléctricos, servo válvulas, relés, elementos calefactores eléctricos o amortiguadores (Creus, 1997). Estos instrumentos presentan dos partes claramente identificadas:

a) El actuador que capta la señal del controlador y la convierte en una orden para el dispositivo manipulador.

b) El mecanismo necesario para ajustar la variable manipulada.

En la Industria, el instrumento más utilizado es la válvula de control.

2.1.1.3.1 Válvulas de control

Se utilizan en los procesos industriales dentro del bucle de regulación. Sirven para variar el caudal del fluido y se comportan como un orificio de área variable (Creus, 1997).

La figura 2.16 muestra una válvula de control.

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FIGURA 2.16: REPRESENTACIÓN DE UNA VÁLVULA DE CONTROL Y SUS PARTES (En base a Creus, 1997)

2.1.1.3.1.1 Tipos de válvulas

Las válvulas pueden ser de diferentes tipos de acuerdo al diseño del cuerpo y movimiento del obturador (Creus, 1997).

A continuación se presentan las válvulas más importantes de movimiento lineal.

· VÁLVULA DE GLOBO

Pueden ser de simple asiento, doble asiento y obturador equilibrado (Creus, 1997).

a) Válvulas de globo de simple asiento, se las utiliza cuando la presión del fluido es baja y se requiera que las fugas sean mínimas en la posición de cierre.

b) Válvulas de globo de doble asiento y obturador equilibrado, se las utilizan cuando se trabaja con una alta presión diferencial.

· VÁLVULA DE COMPUERTA

Posee un disco vertical plano que se mueve de forma perpendicular al fluido, cerrando de esta forma el paso del flujo. Se usa en el sistema de control todo –

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nada. Presenta baja resistencia al flujo cuando su posición es apertura total (Creus, 1997).

· VÁLVULA DE BOLA

En su interior posee una cavidad que ampara un obturador en forma de bola. La bola tiene un corte en V que fija la cueva característica de la válvula y gira trasversalmente por la acción de un servomotor. Esta válvula se emplea para el control de fluidos negros o fluidos que contienen sólidos en suspensión (Creus, 1997).

· VÁLVULA EN TRES VÍAS

Actúan como válvulas diversoras. Se emplean para encaminar el flujo de entrada en dos de salida (Creus, 1997).

2.1.1.4 Tipos de control

2.1.1.4.1 Control todo – nada

En este tipo de control, el controlador activa el elemento final de control y este se mueve entre dos posiciones, abierto o cerrado (Estrada y Vences, s.f.).

2.1.1.4.2 Lazo abierto

En este tipo de control, la señal de entrada no influye sobre la señal de salida. La variable de proceso no es comparada, es decir este lazo no tiene un elemento de medición a la salida del proceso, y se produce una respuesta que es independiente de las condiciones de la variable. No posee retroalimentación (Estrada y Vences, s.f.).

La figura 2.17 ejemplifica un lazo abierto.

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FIGURA 2.17: LAZO ABIERTO DE CONTROL (Tomado de Estrada y Vences, s.f.)

2.1.1.4.3 Lazo cerrado

En este tipo de control la variable de proceso es medida, comparada con el punto de ajuste y, si existe una desviación, se activa el elemento final de control para generar una acción correctiva. Al proceso de funcionamiento de un sistema en lazo cerrado se denomina retroalimentación (Estrada y Vences, s.f.).

La figura 2.18 enseña este tipo de lazo.

FIGURA 2.18: LAZO CERRADO DE CONTROL (Tomado de Estrada y Vences, s.f.)

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2.1.1.4 Diagramas P&ID

Es un diagrama de tuberías e Instrumentación que sirve para visualizar el flujo del proceso en tuberías, los tipos de señales, ubicación de los equipos y el instrumental para controlar el proceso. Estos tipos de diagramas están normalizados por la Sociedad de Instrumentación de Estados Unidos (ISA) y la norma ISA S5.1 se utiliza para especificar la simbología de Instrumentación (Piping and instrumentation diagram Wikipedia, 2016).

2.1.1.4.1 Simbología

La figura 2.19 expone cómo se representan los instrumentos de acuerdo a su ubicación, accesibilidad y sistema de control.

FIGURA 2.19: INSTRUMENTOS PARA UNA VARIABLE MEDIDA (Basado en Bustillos, 2001)

La figura 2.20 exhibe cómo se representan las señales.

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FIGURA 2.20: FLUJOS DE INFORMACIÓN O SEÑALES (Basado en Bustillos, 2001)

La figura 2.21 representa las válvulas y los actuadores de las mismas.

FIGURA 2.21: SIMBOLOGÍA DE VÁLVULAS Y ACTUADORES (Basado en Bustillos, 2001)

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2.1.1.4.2 Identificación

Las letras se designan para la identificación de las mediciones en el proceso. La primera letra simboliza la variable del proceso como se indica en la tabla 2.1.

TABLA 2.1: SÍMBOLOS DE LA VARIABLE DEL PROCESO (Basado en Piping and instrumentation diagram Wikipedia, 2016)

PRIMERA LETRA VARIABLE MEDIDA D Densidad F Caudal, Flujo K Tiempo L Nivel P Presión S Velocidad, Frecuencia T Temperatura V Viscosidad W Peso Z Posición

La segunda letra indica la función del elemento y la tercera letra es un modificador o simboliza multifunción. La tabla 2.2 muestra los símbolos utilizados para designar la segunda y tercera letra. Un ejemplo de identificación en un lazo de control se puede observar en la figura 2.22.

TABLA 2.2: SÍMBOLOS DE LA FUNCIÓN DEL ELEMENTO (Basado en Piping and instrumentation diagram Wikipedia, 2016)

SEGUNDA Y TERCERA LETRA FUNCIÓN DEL ELEMENTO A Alarma C Control

CV Válvula de Control D Diferencial E Sensor Primario G Visor de Vidrio H Alto I Indicador

28

TABLA 2.2: CONTINUACIÓN

L Bajo R Registrador V Válvula Z Actuador

FIGURA 2.22: EJEMPLO DE IDENTIFICACIÓN (Basado en Bustillos, 2001)

El número ubicado en la parte inferior de cada círculo identifica el lazo de control particular.

En la figura 2.23 se muestra el diagrama P&ID de una EPF.

29

FIG

UR

A 2

.23

: D

IAG

RA

MA

P&

ID D

E U

NA

EP

F (

Info

rma

ció

n b

ase

pro

po

rcio

na

da

po

r Á

lva

rez,

L)

29

30

2.2 PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS

Las propiedades PVT son parámetros físicos de un fluido (gas, petróleo, agua) que relacionan presión, volumen y temperatura. Para obtener los valores de estas propiedades se debe tomar una muestra representativa y realizar un estudio detallado en laboratorio. El análisis efectuado resulta ser muy costoso, y en ocasiones, el gasto programado no garantiza su análisis; para estos casos, es preciso el uso de correlaciones empíricas desarrolladas por distintos autores para el cálculo de estas propiedades (Aguilar y Cevallos, 2014).

2.2.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS

El gas natural se encuentra presente en yacimientos de hidrocarburos por lo que es necesario conocer ciertas propiedades físicas del gas. Estas propiedades son fundamentales para analizar el comportamiento de yacimientos de petróleo, gas y condensado.

2.2.1.1 Gravedad específica del gas

Se define como la razón entre la densidad del gas y la densidad del aire. Ambas densidades son medidas a condiciones estándar (14.7 psia y 60 °F) (Bánzer, 1996).

Para determinar la gravedad específica del gas, se relaciona el peso molecular del gas respecto al peso molecular del aire (28.96 lb/lb-mol).

a

g

gM

Mγ = Ec. (2.1)

Donde:

γg = gravedad específica del gas, adimensional.

Ma = peso molecular del aire, lb/lb-mol.

Mg = peso molecular del gas, lb/lb-mol.

31

2.2.1.2 Factor de compresibilidad del gas

Se define como la relación entre el volumen actual ocupado por una masa de gas y el volumen que ocuparía la masa de gas si su comportamiento fuera el de un gas ideal, a la misma presión y temperatura (Bánzer, 1996).

Para determinar su valor, primero se calcula la presión y la temperatura pseudo crítica. Estos parámetros están en función de la composición del gas, aunque es mucho más sencillo determinarlos a través del valor de la gravedad específica del gas.

1. Cuando se trata de sistemas de gas natural:

253715677 ggsc γγP .-+= Ec. (2.2)

2512325168 ggsc γγT .-+= Ec. (2.3)

Donde:

Psc = presión pseudo crítica, psia.

Tsc = temperatura pseudo crítica, R.

2. Cuando se trata de sistemas de gas condensado:

2111751706 ggsc γγP .. -+= Ec. (2.4)

2571330187 ggsc γγT .-+= Ec. (2.5)

Después de determinar las propiedades pseudo críticas, se procede a la estimación de las propiedades pseudo reducidas con las siguientes ecuaciones:

sc

srP

PP = Ec. (2.6)

32

sc

srT

TT = Ec. (2.7)

Donde:

Psr = presión pseudo reducida, adimensional.

Tsr = temperatura pseudo reducida, adimensional.

P = presión de interés, psia.

T = temperatura de interés, R.

2.2.1.2.1 Método de Beggs y Brill

Beggs y Brill propusieron la siguiente ecuación para generar el valor del factor de compresibilidad de los gases (Z) (Bánzer, 1996):

D

srCPB

AAZ +

-+=

)exp(

1 Ec. (2.8)

Donde:

100360920391 50 ..).(. . ---= srsr TTA Ec. (2.9)

6

19

2

10

3200370

860

0660230620 srTsr

sr

srsr PPT

PTBsr )(

..

.

.)..(

-+÷÷

ø

öççè

æ-

-+-= Ec. (2.10)

)log(.. srTC 3201320 -= Ec. (2.11)

)...( 2182404903106010 srsr TT

D+-= Ec. (2.12)

2.2.1.3 Densidad del gas

Se define como la masa por unidad de volumen de un gas (Bánzer, 1996).

Para calcular la densidad del gas, empleando su gravedad específica, se utiliza la siguiente ecuación:

33

ZT

Pγρ gg 72.= Ec. (2.13)

Donde:

ρg = densidad del gas, lb/pc.

2.2.1.4 Viscosidad del gas

La viscosidad de un fluido se define como la razón que existe entre la tensión de cizallamiento y la velocidad de cizallamiento. La unidad de medida para la viscosidad es el centipoise, donde 1 poise equivale a la fuerza desarrollada por 1 dina sobre una superficie de 1 cm² a una velocidad de 1 cm por segundo (Brill y Mukherjee, 1999).

A cualquier temperatura, la viscosidad de un gas aumenta debido al incremento de presión, esto se da por el estrechamiento de las distancias intermoleculares.

2.2.1.4.1 Correlación de Lee, Gonzalez y Eakin

Se determina con el siguiente procedimiento (Bánzer, 1996):

1. Calcular el peso molecular del gas.

gg γM 9628.= Ec. (2.14)

2. Determinar el factor X en base al peso molecular del gas.

gMT

X 010986

53 .. ++= Ec. (2.15)

3. Estimar el valor del factor Y que se encuentra en función del factor X.

XY 2042 .. -= Ec. (2.16)

34

4. Determinar el factor K en base al peso molecular del gas.

TM

TMK

g

g

++

+=

19209

02049 51.)..( Ec. (2.17)

5. Generar el valor de la viscosidad del gas.

úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ= -

Y

g

g

ρXKμ

46210 4

.exp Ec. (2.18)

Donde:

µg = viscosidad del gas, cp.

2.2.2 PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos y pequeñas porciones de nitrógeno, azufre y oxígeno. El petróleo, en ausencia de gas en solución, es llamado petróleo muerto. Las propiedades físicas del petróleo muerto están en base a la gravedad °API, presión y temperatura (Bánzer, 1996).

Según la gravedad °API, el petróleo puede ser clasificado de la siguiente forma:

TABLA 2.3: CLASIFICACIÓN DEL PETRÓLEO DE ACUERDO A SU GRAVEDAD °API (Basado en Gravedad API Wikipedia, 2016)

GRAVEDAD TIPO DE PETRÓLEO Para °API ≥ 31.1 Petróleo liviano o ligero

Para 22.3 ≤ °API < 31.1 Petróleo medio o mediano Para 10 ≤ °API < 22.3 Petróleo pesado

Para °API < 10 Petróleo extra pesado

Los valores de las propiedades físicas del petróleo son necesarios para la solución de problemas en diferentes áreas como flujo multifásico y dimensionamiento de equipos.

35

2.2.2.1 Gravedad específica del petróleo

Se define como la razón entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas medidas a condiciones estándar de presión y temperatura (Bánzer, 1996).

El valor de la gravedad específica del petróleo se genera, en función de su gravedad °API, así:

APIγo °+

=5131

5141

.

. Ec. (2.19)

Donde:

γo = gravedad específica del petróleo, adimensional.

°API = gravedad °API del petróleo, adimensional.

2.2.2.2 Relación gas - petróleo producido

Es la razón que existe entre el gas producido y el petróleo producido, en un determinado instante de tiempo de producción del yacimiento (Bánzer, 1996).

p

p

N

GGOR = Ec. (2.20)

Donde:

GOR = relación gas-petróleo producido, PCS/BF.

Gp = gas producido, PCS.

Np = petróleo producido, BF.

2.2.2.3 Densidad del petróleo

Se define como la masa por unidad de volumen que ocupa el petróleo a una presión y temperatura dada (Bánzer, 1996).

Se calcula mediante la siguiente expresión:

36

o

sgo

oβ

Rγγρ

6155

07640350

.

.+= Ec. (2.21)

Donde:

ρo = densidad del petróleo, lb/pc.

Rs = razón de gas - petróleo en solución, PCS/BF.

βo = factor volumétrico del petróleo, bl/BF.

2.2.2.4 Viscosidad del petróleo

Es la medida de la resistencia que presentan las partículas del petróleo a fluir. La viscosidad del petróleo con gas disuelto es un parámetro importante en los cálculos de pérdidas de presión por flujo en tuberías (Brill y Mukherjee, 1999).

Para calcular el valor de la viscosidad del petróleo, se sigue el siguiente procedimiento (Brill y Mukherjee, 1999):

1. Determinar la viscosidad del petróleo muerto a la presión atmosférica y la temperatura del yacimiento.

110 -= x

odμ Ec. (2.22)

Donde:

( )

1631

0202300324310.

..

Tx

API°-

= Ec. (2.23)

µod = viscosidad del petróleo muerto, cp.

T = temperatura, °F.

2. Generar el valor de la viscosidad con la siguiente ecuación.

( )[ ] b

odsob μRμ5150

10071510.. -+= Ec. (2.24)

37

Donde:

( ) 3380150445

.. -+= sRb Ec. (2.25)

µob = viscosidad del petróleo, cp.

2.2.2.5 Tensión interfacial gas - petróleo

Se define como la fuerza por unidad de área en la interfase entre dos fluidos inmiscibles (Bánzer, 1996). Esta propiedad se usa para estimar fuerzas de la presión capilar en cálculos de recuperación de petróleo y es también utilizada en las correlaciones del cálculo de flujo multifásico en tuberías.

2.2.2.5.1 Correlación de Baker y Swerdloff

Determina la tensión interfacial del petróleo muerto a la presión atmosférica (Bánzer, 1996).

APIσ °-= 257103968 . Ec. (2.26)

APIσ °-= 25710537100 .. Ec. (2.27)

Donde:

σ68 = tensión interfacial para temperaturas menores a 68 °F, dinas/cm.

σ100 = tensión interfacial para temperaturas mayores a 100 °F, dinas/cm.

Para valores intermedios entre 100 °F y 68 °F, se debe utilizar la siguiente expresión:

32

68 1006868

))(( σσTσσT

---= Ec. (2.28)

Para corregir los efectos del gas en solución se usa la siguiente ecuación:

38

450024001 ... PFc -= Ec. (2.29)

Donde:

Fc = factor para corregir los efectos del gas disuelto, %.

Finalmente, la tensión interfacial gas - petróleo a cualquier presión es:

Tcgo σFσ = Ec. (2.30)

Donde:

σgo = tensión interfacial gas - petróleo a cualquier presión, dinas/cm.

2.2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA

El agua se encuentra normalmente presente en yacimientos de hidrocarburos por lo que es necesario conocer ciertas propiedades físicas del agua. Estas propiedades están en función de la presión, temperatura y sólidos disueltos (Bánzer, 1996).

Las siguientes correlaciones sirven para valorar las propiedades físicas del agua.

2.2.3.1 Gravedad específica del agua

Si se conoce la concentración de sólidos disueltos, la gravedad específica del agua es determinada mediante la siguiente ecuación (Bánzer, 1996):

Sγw

610695001 -+= *.. Ec. (2.31)

Donde:

γw = gravedad específica del agua, adimensional.

S = concentración de sólidos disueltos (salinidad), mg/l.

39

2.2.3.2 Densidad del agua

Para determinar la densidad del agua se usa la siguiente ecuación (Bánzer, 1996):

w

ww

β

γρ

462.= Ec. (2.32)

Donde:

ρw = densidad del agua a cualquier presión y temperatura, lb/pc.

βw = factor volumétrico del agua, bl/BF.

2.2.3.3 Viscosidad del agua

La viscosidad del agua es directamente proporcional a la presión y la concentración de sólidos disueltos, e inversamente proporcional a la temperatura (Bánzer, 1996).

2.2.3.3.1 Correlación de McCain

Esta correlación presenta el cálculo para la viscosidad a la presión atmosférica y el ajuste para determinar la viscosidad a la presión deseada (Bánzer, 1996).

B

wl ATμ = Ec. (2.33)

Donde:

332 107221383133140405648574109 SSSA -++-= *.... Ec. (2.34)

46

35242

10555861

104711951079461610639512121661

S

SSSB-

---

+

--+-=

*.......

*.*.*.. Ec. (2.35)

µwl = viscosidad del agua a la presión atmosférica, cp.

El ajuste se determina por medio de la siguiente expresión:

40

295 1010623100295499940 PPμ

μ

wl

w -- ++= *.*.. Ec. (2.36)

Donde:

µw/µwl = ajuste debido a la presión deseada en la viscosidad del agua, psia.

Finalmente la viscosidad del agua a la presión deseada se calcula así:

wl

wl

ww μ

μ

μμ = Ec. (2.37)

Donde:

µw = viscosidad del agua, cp.

2.2.3.4 Tensión interfacial gas - agua

Se define de igual forma que la tensión interfacial del gas-petróleo. En este caso, la interfase está formada por gas y agua.

2.2.3.4.1 Correlación de Jennings y Newman

Esta correlación está en función de la presión y temperatura. El rango para su uso es a presiones menores a 8000 psi y temperaturas menores a 350 °F (Bánzer, 1996).

2CPBPAσgw ++= Ec. (2.38)

Donde:

TA 1189780161879 .. -= Ec. (2.39)

TB 63 1087913910284735 -- +-= *.*. Ec. (2.40)

764 10*10*7.5267810*4.571942.33814 --- --= )TT(C 2 Ec. (2.41)

41

σgw = tensión interfacial gas - agua a cualquier presión, dinas/cm.

2.3 TEORÍA DE FLUJO MONOFÁSICO Y MULTIFÁSICO Y SUS RESPECTIVAS CORRELACIONES

2.3.1 CONCEPTOS PARA FLUJO MONOFÁSICO

El pozo empieza su producción con una presión inicial mayor a la presión de burbuja, entonces, solo existe petróleo sin presencia de gas libre, es decir, flujo monofásico. Este caso es lo que se esperaría en la producción del pozo de manera ideal, pero la realidad es diferente.

El flujo monofásico es un flujo en estado estacionario, puesto que sus características permanecen constantes en el tiempo (Brill y Mukherjee, 1999).

2.3.1.1 Ecuación del gradiente de presión

Sirve para determinar las pérdidas de presión en la tubería (Brill y Mukherjee, 1999). La ecuación se multiplica por un factor de conversión de pie2 a pulgada2.

úû

ùêë

é÷ø

öçè

æ+÷ø

öçè

æ+÷ø

öçè

æ=÷ø

öçè

æ

naceleracióelevaciónfricciónTOTAL dL

dP

dL

dP

dL

dP

dL

dP

144

1 Ec. (2.42)

Donde:

dg

ρfv

dL

dP

cfricción 2

2

=÷ø

öçè

æ Ec. (2.43)

θsenρg

g

dL

dP

celevación

=÷ø

öçè

æ Ec. (2.44)

dLg

vdvρ

dL

dP

cnaceleració

=÷ø

öçè

æ Ec. (2.45)

(dP/dL)TOTAL = caída de presión total, psi/pie.

f = factor de fricción, adimensional.

d = diámetro interno de la tubería, pie.

42

g = aceleración de la gravedad, 32.174 pie/s2.

gc = factor de conversión gravitacional, 32.174 lbm*pie/lbf*s2.

a) El componente de la caída de presión por fricción se debe a la tensión por cizallamiento ejercido en la pared de la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

b) El componente de la caída de presión por elevación es causado por el cambio de elevación de un punto respecto a otro (Brill y Mukherjee, 1999).

c) El componente de la caída de presión por aceleración se debe al cambio de la velocidad y se lo denomina componente de la energía cinética (Brill y Mukherjee, 1999).

2.3.1.2 Número de Reynolds

Sirve para generar el valor del componente de la caída de presión por fricción y determinar si el flujo es laminar o turbulento (Brill y Mukherjee, 1999). Matemáticamente se expresa:

μ

vdρN =Re Ec. (2.46)

Donde:

NRe = número de Reynolds, adimensional.

v = velocidad del fluido, pie/s.

ρ = densidad del fluido, lbm/pc.

µ = viscosidad del fluido, 1488 cp = 1 lbm/pie*s.

2.3.1.3 Flujo laminar

Se presenta cuando el valor del número de Reynolds es menor a 2000 (Brill y Mukherjee, 1999). Para esta clase de flujo, el factor de fricción se define así:

43

ReNf

64= Ec. (2.47)

2.3.1.4 Flujo transitorio

Se determina cuando el valor del número de Reynolds está en un rango entre 2000 y 4000. Para esta clase de flujo, el factor fricción es estimado con el uso de la ecuación de Colebrook (Brill y Mukherjee, 1999).

2

71822741

-

úúû

ù

êêë

é

÷÷

ø

ö

çç

è

æ+-=

asumido

calculadofNd

ξf

Re

.log. Ec. (2.48)

Donde:

ξ = rugosidad de la tubería, pies.

Para resolver la ecuación de Colebrook se debe realizar un proceso iterativo hasta que el fcalculado sea igual al fasumido o exista una tolerancia adecuada. El valor inicial del fasumido es 0.01.

2.3.1.5 Flujo turbulento

Se presenta cuando el valor del número de Reynolds es mayor a 4000. Para determinar el factor de fricción en flujo turbulento se puede utilizar la ecuación 2.48. Además se pueden emplear las ecuaciones de Swamee y Jain y Zigrang y Sylvester, respectivamente, que presentan la ventaja de no emplear un proceso iterativo para su cálculo (Brill y Mukherjee, 1999).

2

90

745

73

2250

-

úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ+=

.Re

.

.log.

Nd

ξf Ec. (2.49)

44

2

13

73

2025

73

22

-

ïþ

ïýü

ïî

ïíì

úû

ùêë

é÷÷ø

öççè

æ++-=

ReRe .

/log

.

.

/log

N

dξ

N

dξf Ec. (2.50)

Donde:

ξ/d = rugosidad relativa de la tubería, adimensional.

2.3.2 CONCEPTOS PARA FLUJO MULTIFÁSICO

En la producción de un pozo, a medida que la presión decrece más allá de la presión de burbuja se produce liberación de gas, ocasionando la existencia de flujo multifásico en la tubería.

En el flujo multifásico se presentan dos o más fases simultáneamente y estas tienden a separarse por la diferencia de sus densidades. La tensión por cizallamiento ejercido en la pared de la tubería es diferente para cada una de las fases debido a su diferencia en densidades y viscosidades. El gas y el líquido viajan a distintas velocidades en la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

2.3.2.1 Patrones de flujo

El aspecto más significativo del flujo multifásico es la variación de la distribución física de las fases en la tubería, este fenómeno se denomina patrón o régimen de flujo. Los patrones de flujo están en función de las fuerzas que actúan sobre los fluidos.

Diferentes patrones de flujo pueden existir en la tubería como consecuencia de la presión y temperatura a la que están sometidas las fases. Para encontrar el gradiente de presión en flujo multifásico se debe determinar el patrón de flujo correcto bajo las condiciones dadas (Brill y Mukherjee, 1999).

2.3.2.1.1 Patrones de flujo multifásico en tubería vertical

Muchos investigadores reconocen la existencia de cinco tipos de patrones de flujo: burbuja (bubble), tapón (slug), bache (churn), anular (annular) y neblina (mist), causados por la intervención de las fuerzas de gravedad y tensión. El flujo tapón y bache, en ocasiones, son combinados en un patrón de flujo denominado flujo intermitente (Brill y Mukherjee, 1999).

45

La figura 2.24 esquematiza los patrones de flujo para tubería vertical.

FIGURA 2.24: PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍA VERTICAL (Tomado de Melo y González, 1998)

· PATRÓN DE FLUJO BURBUJA

Se caracteriza por la existencia de pequeñas burbujas en una fase continua de líquido (Brill y Mukherjee, 1999).

· PATRÓN DE FLUJO TAPÓN

Se caracteriza por una serie de unidades de tapón. Cada unidad está compuesta por una bolsa de gas denominada burbuja de Taylor, un tapón de líquido y una película alrededor de la burbuja de Taylor que fluye hacia abajo con relación a esta (Brill y Mukherjee, 1999).

· PATRÓN DE FLUJO BACHE

Es un flujo caótico de gas y líquido en el cual la forma de las burbujas de Taylor y los tapones de líquido están distorsionadas. La fase gaseosa crea un bache que ocupa la mayor porción del interior de la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

· PATRÓN DE FLUJO ANULAR

Se caracteriza por la continuidad de la fase gaseosa en el centro de la tubería, con el líquido fluyendo hacia arriba como una delgada capa y también en forma de pequeñas gotas dispersas en la fase gaseosa (Brill y Mukherjee, 1999).

46

· PATRÓN DE FLUJO NEBLINA

Se caracteriza porque el gas es la fase continua en el interior de la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

2.3.2.1.2 Patrones de flujo multifásico en tubería horizontal

Muchos investigadores reconocen la existencia de siete tipos de patrones de flujo: bache, tapón, ondulado, anular, estratificado, niebla y burbuja.

La figura 2.25 muestra los patrones de flujo para tubería horizontal.

FIGURA 2.25: PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTAL (Tomado de Melo y González, 1998)

Estos patrones de flujo se encuentran concentrados en tres grandes grupos que son: Patrón de flujo segregado, intermitente y distribuido.

· PATRÓN DE FLUJO SEGREGADO

En este patrón de flujo se hallan inmersos los patrones de flujo estratificado, ondulado y anular. Se caracteriza porque las fases presentes se encuentran, en su mayor parte, separadas (Melo y González, 1998).

47

a) En el flujo estratificado, el líquido fluye por la parte baja de la tubería y el gas fluye a lo largo del tope de la tubería.

b) El flujo ondulado ocurre cuando las velocidades de las fases se incrementan, con lo cual las fases comienzan a ondularse.

c) En el flujo anular, la fase gaseosa presenta pequeñas gotas de líquido y fluye por la parte central de la tubería, mientras que la fase líquida fluye como una delgada capa por las paredes de la tubería.

· PATRÓN DE FLUJO INTERMITENTE

En este patrón de flujo se hallan inmersos los patrones de flujo de tapón y bache. Se caracteriza porque el gas y el líquido fluyen alternadamente en el interior de la tubería (Melo y González, 1998).

· PATRÓN DE FLUJO DISTRIBUIDO

En este patrón de flujo se hallan inmersos los patrones de flujo de neblina y burbuja. Se caracteriza porque la fase líquida se encuentra dispersa en la fase del gas, para flujo de neblina, y la fase gaseosa se encuentra dispersa en la fase líquida, para flujo de burbuja (Melo y González, 1998).

2.3.2.2 Definición de variables

· TASAS DE FLUJO

Para el petróleo la rata de flujo se determina con la siguiente expresión (Brill y Mukherjee, 1999):

86400

6155.*ooCSo

βqq = Ec. (2.51)

Donde:

qo = tasa de flujo del petróleo, pc/s.

qoCS = tasa de flujo del petróleo a condiciones estándar, pc/s.

Para el agua la rata de flujo se determina con la siguiente expresión (Brill y Mukherjee, 1999):

48

86400

6155.*wwCSw

βqq = Ec. (2.52)

Donde:

qw = tasa de flujo del agua, pc/s.

qwCS = tasa de flujo del agua a condiciones estándar, pc/s.

Para el gas la rata de flujo se determina con la siguiente expresión (Brill y Mukherjee, 1999):

( )86400

gwwCSsoCSgCS

g

βRqRqqq

--= Ec. (2.53)

Donde:

qg = tasa de flujo del gas, pc/s.

qgCS = tasa de flujo del gas a condiciones estándar, pc/s.

Rw = razón de agua - petróleo en solución, bl/BF.

βg = factor volumétrico del gas, pc/PCS.

· HOLD UP LÍQUIDO Y GAS

Se define como el incremento de volumen que es ocupado, en un segmento de tubería, por la fase líquida. El resto del segmento de tubería es ocupado por el gas, a esto se denomina hold up del gas (Brill y Mukherjee, 1999).

1=+ gL HH Ec. (2.54)

Donde:

HL = hold up del líquido, adimensional.

Hg = hold up del gas, adimensional.

49

· HOLD UP SIN DESLIZAMIENTO

Se presenta en el caso que las velocidades, tanto del gas como del líquido, son iguales. Se calcula a través de las tasas de flujo de cada fase (Brill y Mukherjee, 1999).

gL

LL

qq

qλ

+= Ec. (2.55)

Donde:

λL = hold up sin deslizamiento, adimensional.

qL = suma de las tasas de flujo del petróleo y agua, pc/s.

· VELOCIDAD SUPERFICIAL

Es la velocidad a la cual se asume que una sola fase ocupa el total del área de la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

A

qV L

SL = Ec. (2.56)

A

qV

g

Sg = Ec. (2.57)

Donde:

VSL = velocidad superficial de la fase líquida, pie/s.

VSg = velocidad superficial de la fase gaseosa, pie/s.

A = sección transversal de la tubería, pie2.

· VELOCIDAD DE LA MEZCLA

Debido al deslizamiento entre las fases, el líquido fluye a una velocidad menor que la velocidad de la mezcla, mientras que el gas fluye a una velocidad mayor (Brill y Mukherjee, 1999).

50

SgSL

gL

Lm VV

qq

qV +=

+= Ec. (2.58)

Donde:

Vm = velocidad de la mezcla, pie/s.

· FRACCIÓN DEL PETRÓLEO Y AGUA

La fracción del petróleo en una fase líquida se expresa de la siguiente forma (Brill y Mukherjee, 1999):

wo

oo

qq

qf

+= Ec. (2.59)

Donde:

fo = fracción del petróleo, adimensional.

La fracción de agua o corte de agua se expresa así (Brill y Mukherjee, 1999):

ow ff -=1 Ec. (2.60)

Donde:

fw = fracción del agua, adimensional.

· DENSIDAD DEL LÍQUIDO SIN DESLIZAMIENTO

Parte de la asunción de que no existe deslizamiento entre las fases (Brill y Mukherjee, 1999).

wwooL fρfρρ += Ec. (2.61)

Donde:

ρL = densidad del líquido sin deslizamiento, lb/pc.

51

· DENSIDAD DE LA MEZCLA

Su valor depende si existe o no deslizamiento (Brill y Mukherjee, 1999).

)( LgLLs HρHρρ -+= 1 Ec. (2.62)

)( LgLLn λρλρρ -+= 1 Ec. (2.63)

Donde:

ρs = densidad de la mezcla con deslizamiento, lb/pc.

ρn = densidad de la mezcla sin deslizamiento, lb/pc.

· VISCOSIDAD DEL LÍQUIDO SIN DESLIZAMIENTO

wwooL fμfμμ += Ec. (2.64)

Donde:

μL = viscosidad del líquido sin deslizamiento, cp.

· VISCOSIDAD DE LA MEZCLA SIN DESLIZAMIENTO

)( LgLLn λμλμμ -+= 1 Ec. (2.65)

Donde:

μn = viscosidad de la mezcla sin deslizamiento, cp.

· TENSIÓN SUPERFICIAL DEL LÍQUIDO SIN DESLIZAMIENTO

wwooL fσfσσ += Ec. (2.66)

Donde:

σL = tensión superficial del líquido sin deslizamiento, dinas/cm.

52

2.3.3 CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA VERTICAL

2.3.3.1 Método de Duns y Ros

Los autores encontraron las correlaciones para determinar el hold up líquido y el factor de fricción para cada uno de los patrones de flujo que ellos determinaron (Brill y Mukherjee, 1999).

Los patrones de flujo que propusieron los autores se dividen en tres regiones de flujo y una región de transición, tal como se expone en la figura 2.26.

FIGURA 2.26: MAPA DE LOS PATRONES DE FLUJO – DUNS Y ROS (Tomado de Brown, 1984)

Los límites de transición entre uno y otro patrón de flujo están basados en los valores de NLV y NgV. Estos valores son los grupos adimensionales propuestos por los autores junto con Nd y NL (Brill y Mukherjee, 1999).

49381L

LSLLv

σ

ρVN *.= Ec. (2.67)

49381L

LSggv

σ

ρVN *.= Ec. (2.68)

53

4872120L

Ld

σ

ρdN *.= Ec. (2.69)

43

1157260

LL

LLσρ

μN *.= Ec. (2.70)

Donde:

NLv = número de la velocidad del líquido, adimensional.

Ngv = número de la velocidad del gas, adimensional.

Nd = número del diámetro de la tubería, adimensional.

NL = número de la viscosidad del líquido, adimensional.

Para generar los valores de límite los autores desarrollaron las siguientes ecuaciones (Brill y Mukherjee, 1999).

Lvgv NLLNSB 21 +=

/ Ec. (2.71)

Donde:

Ngv B/S = Límite entre los flujos burbuja/tapón, adimensional.

Los valores de L1 y L2 están en función de Nd (Brill y Mukherjee, 1999). Estos valores se obtienen de la figura 2.27.

54

FIGURA 2.27: L1Y L2 EN FUNCIÓN DE Nd – DUNS Y ROS (Tomado de Brown, 1984)

Lvgv NNTrS

3650 +=/

Ec. (2.72)

7508475 .

/ Lvgv NNMTr

+= Ec. (2.73)

Donde:

Ngv S/Tr = Límite entre los flujos tapón/transición, adimensional.

Ngv Tr/M = Límite entre los flujos transición/neblina, adimensional.

A continuación se detallan los pasos para el cálculo del gradiente de presión por este método (Brill y Mukherjee, 1999):

1. Generar los valores de NLv, Ngv, Nd, a través de las ecuaciones 2.67, 2.68 y 2.69, respectivamente.

2. Calcular los límites de los patrones de flujo con las ecuaciones 2.71, 2.72 y 2.73. Para encontrar el valor del límite entre flujo burbuja/tapón, primero hallar los valores de L1 y L2 a través de la figura 2.27.

3. Determinar los regímenes de flujo según Duns y Ros, en función de Ngv, como se especifica en la tabla 2.4.

55

TABLA 2.4: CONDICIONES PARA DETERMINAR LOS PATRONES DE FLUJO - DUNS Y ROS (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

CONDICIÓN PATRÓN DE FLUJO

SBgvgv NN/

< Flujo Burbuja

TrBSB gvgvgv NNN//

<< Flujo Tapón

MTrgvgv NN/

> Flujo Neblina

MTrTrS gvgvgv NNN//

<< Flujo Transición

Estimar el valor del Hold up líquido con la siguiente ecuación:

( )S

SLSSmmS

LV

VVVVVVH

2

42 +-+-

= Ec. (2.74)

Donde:

49381L

L

S

σ

ρ

SV

.

= Ec. (2.75)

El factor S es un número adimensional desarrollado por los autores para representar la velocidad de deslizamiento. Para cada régimen de flujo su cálculo varía.

4. Determinar la densidad de la mezcla con deslizamiento con la ecuación 2.62.

5. Encontrar el gradiente de presión de acuerdo al régimen de flujo que se

necesite.

A continuación se desarrollan los procesos para generar el valor de la caída de presión para cada uno de los regímenes de flujo.

56

2.3.3.1.1 Flujo burbuja

En este patrón de flujo, el número adimensional de la velocidad de deslizamiento se calcula mediante la siguiente ecuación:

2

3211 ÷÷

ø

öççè

æ

+++=

Lv

gv

LvN

NFNFFS ´ Ec. (2.76)

Donde:

dN

FFF 4

33 -=´ Ec. (2.77)

Los factores F1, F2, F3 y F4 están en función del número adimensional NL y se obtienen de la figura 2.28.

FIGURA 2.28: FACTORES F1, F2, F3 y F4 PARA DETERMINAR S – DUNS Y ROS (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

Para estimar el valor del factor de fricción se utiliza la siguiente ecuación:

57

3

21

f

fff -= Ec. (2.78)

En la ecuación 2.78, el factor f1 se determina con las ecuaciones anteriormente expuestas para el cálculo del factor de fricción en función del número de Reynolds para la fase líquida (Brill y Mukherjee, 1999).

L

SLL

μ

dVρN

L

1488=Re Ec. (2.79)

Donde:

NReL = número de Reynolds para la fase líquida, adimensional.

El factor f2 es un corrección debida a la razón gas/líquido en el sitio (in situ). Para entrar en la figura 2.29 y determinar el factor f2, se debe calcular el valor de la abscisa con la siguiente ecuación:

SL

dSg

V

NVf 32

1

/

Ec. (2.80)

FIGURA 2.29: FACTOR f2 DE CORRECCIÓN – DUNS Y ROS (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

58

El factor f3 es considerado por los autores como un factor de corrección de segundo orden para la viscosidad del líquido y la razón gas/líquido in situ (Brill y Mukherjee, 1999). Su fórmula es la siguiente:

SL

Sg

V

Vff

5041 1

3 += Ec. (2.81)

Con los datos encontrados se puede generar el valor del gradiente de presión total. Duns y Ros consideran que el componente de la aceleración es despreciable para este flujo (Brill y Mukherjee, 1999).

c

s

c

mSLL

TOTAL g

gρ

dg

VVρf

H

P+=÷

ø

öçè

æDD

2144 Ec. (2.82)

2.3.3.1.2 Flujo tapón

En este régimen de flujo, el número adimensional de la velocidad de deslizamiento se calcula mediante la siguiente ecuación:

( ) ( )( )27

6

9820

51

1

Lv

gv

NF

FNFS

+

++=

´.

Ec. (2.83)

Donde:

66 0290 FNF d += .´ Ec. (2.84)

Los factores F5, F6 y F7 están en función del número adimensional NL y se encuentran en la figura 2.30.

59

FIGURA 2.30: FACTORES F5, F6 y F7 PARA DETERMINAR S – DUNS Y ROS (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

Los componentes de la fricción y de elevación, para este flujo, se determinan de la misma manera que para flujo burbuja (Brill y Mukherjee, 1999). Con los datos encontrados se puede generar el valor del gradiente de presión total mediante la ecuación 2.81.

2.3.3.1.3 Flujo neblina

Los autores asumieron que para altas tasas de flujo de gas, la fase líquida viaja como diminutas gotas, lo que resulta en una aproximación a la condición de no deslizamiento entre las fases (Brill y Mukherjee, 1999). Por lo que: S = 0, Vs = 0 y HL = λL.

Para el cálculo del componente de elevación del gradiente de presión se usa la densidad de la mezcla sin deslizamiento obtenida con la ecuación 2.63.

En este régimen de flujo, debido a que no hay deslizamiento, el factor de fricción está en función del Número de Reynolds para la fase gaseosa (Brill y Mukherjee, 1999).

g

Sgg

gμ

dVρN

1488=Re Ec. (2.85)

60

Donde:

NReg = número de Reynolds para la fase gaseosa, adimensional.

Los autores advirtieron que la rugosidad de la pared de la tubería se encuentra en función del espesor de la película de líquido que la cubre. Este proceso se ve afectado por el número adimensional de la viscosidad líquida y el Número de Weber (Brill y Mukherjee, 1999).

÷÷ø

öççè

æ= -

ξσρ

μN

LL

Lμ

2410048612 **. Ec. (2.86)

L

Sgg

Weσ

ξVρN

2592453.= Ec. (2.87)

Donde:

Nµ = número de la viscosidad líquida, adimensional.

NWe = número de Weber, adimensional.

La relación ξ/d gobierna el proceso para determinar el factor de fricción y el consiguiente cálculo del componente de elevación. A continuación se detallan los pasos para encontrar el factor de fricción (Brill y Mukherjee, 1999).

1. Calcular la rugosidad relativa.

2. Si ξ/d ≤ 0.05, determinar el Número de Reynolds de la fase gaseosa con la ecuación 2.85 y generar el valor del factor de fricción con alguna de las ecuaciones expuestas anteriormente.

3. Si ξ/d > 0.05, se debe calcular el producto entre NWe y Nμ.

4. Si NWe*Nμ ≤ 0.005, se determina una nueva rugosidad relativa y se calcula el factor de fricción.

dVρ

σ

d

ξ

Sgg

L

2

07490.= Ec. (2.88)

61

ïï

þ

ïï

ý

ü

ïï

î

ïï

í

ì

÷ø

öçè

æ+

úû

ùêë

é÷ø

öçè

æ=

731

20670

2704

14

.

.

.logd

ξ

d

ξf

Ec. (2.89)

5. Si NWe*Nμ > 0.005, se determina una nueva rugosidad relativa y se calcula el

factor de fricción con la ecuación 2.89.

( ) 3020

2

07490 ..μWe

Sgg

L NNdVρ

σ

d

ξ= Ec. (2.90)

Con los datos encontrados se puede generar el valor del gradiente de presión total. Duns y Ros consideran que el componente de la aceleración debe ser considerado para este flujo (Brill y Mukherjee, 1999).

Pg

ρVV

g

gρ

dg

Vρf

H

P

c

nSgm

c

n

c

Sgg

TOTAL -

+=÷

ø

öçè

æDD

1

2144

2

Ec. (2.91)

2.3.3.1.4 Flujo transición

Para este régimen de flujo, los autores sugirieron una interpolación lineal entre los valores de límites NgvS/Tr y NgvTr/M para obtener el gradiente de presión total (Brill y Mukherjee, 1999).

La ecuación para calcular el gradiente de presión total para este flujo es:

NeblinaTOTALFlujoTapónTOTALFlujoTOTAL H

PA

H

PA

H

P÷ø

öçè

æDD

-+÷ø

öçè

æDD

=÷ø

öçè

æDD

)(1144 Ec. (2.92)

62

Donde:

TrSMTr

MTr

gvgv

gvgv

NN

NNA

//

/

-

-= Ec. (2.93)

2.3.4 CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DEL GRADIENTE DE PRESIÓN EN TUBERÍA HORIZONTAL

2.3.4.1 Método de Beggs y Brill

Los patrones de flujo establecidos por los autores son: Flujo Segregado, Intermitente, Distribuido y Transición. Los límites de transición entre uno y otro patrón de flujo están basados en el valor del hold up sin deslizamiento y el Número de mezcla de Froude (Brill y Mukherjee, 1999). Para generar los valores de límite los autores desarrollaron las siguientes ecuaciones:

3020

1 316 .LλL = Ec. (2.94)

4682

2 0009250 .. -= LλL Ec. (2.95)

4521

3 100 .. -= LλL Ec. (2.96)

7386

4 500 .. -= LλL Ec. (2.97)

gd

VN m

Fr

2

= Ec. (2.98)

Donde:

NFr = Número de mezcla de Froude, adimensional.

Las desigualdades presentadas en la tabla 2.5 son usadas para determinar el régimen de flujo para tubería horizontal.

63

TABLA 2.5: CONDICIONES PARA DETERMINAR LOS PATRONES DE FLUJO EN TUBERÍA HORIZONTAL – BEGGS Y BRILL (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

DESIGUALDADES PATRÓN DE FLUJO 010.<Lλ y 1LNFr <

O

010.³Lλ y 2LNFr < Segregado

010.³Lλ y 32 LNL Fr ££ Transición

40010 .. <£ Lλ y 13 LNL Fr £<

O

40.³Lλ y 43 LNL Fr £<

Intermitente

40.<Lλ y 1LNFr ³

O

40.³Lλ y 4LNFr >

Distribuido

A continuación se detallan los pasos para el cálculo del gradiente de presión por este método (Brill y Mukherjee, 1999):

1. Generar el valor de L1, L2, L3 y L4 y NFr con las ecuaciones 2.94, 2.95, 2.96, 2.97 y 2.98.

2. Determinar los regímenes de flujo como se especifica en la tabla 2.5.

3. Calcular el valor del hold up líquido con la siguiente ecuación:

c

Fr

b

LL

N

λaH =)(0 Ec. (2.99)

Donde:

HL(0) = hold up líquido sin inclinación, adimensional.

La misma ecuación sirve para estimar el hold up líquido para todos los patrones de flujo, pero los coeficientes son diferentes para cada régimen de flujo. La tabla 2.6 muestra los coeficientes usados para el cálculo de la ecuación 2.99.

64

TABLA 2.6: COEFICIENTES PARA EL CÁLCULO DEL HOLD UP LÍQUIDO PARA TUBERÍA HORIZONTAL – BEGGS Y BRILL (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

PATRÓN DE FLUJO a b c Segregado 0.980 0.4846 0.0868 Intermitente 0.845 0.5351 0.0173 Distribuido 1.065 0.5824 0.0609

La única restricción del valor del hold up líquido es: HL(0) ≥ λL.

4. Generar el valor del factor de corrección del hold up por efectos de la inclinación de la tubería.

( )[ ]).(... θsenθsenC 8133308101 3-+=Y Ec. (2.100)

Donde:

Ψ = factor de corrección del hold up por efectos de la inclinación de la tubería,

adimensional.

θ = ángulo de la tubería respecto a la horizontal, grados sexagesimales (°).

El factor C debe ser positivo y se define de la siguiente manera:

( )h

Fr

g

Lv

f

LL NNλeλC ln).( -= 01 Ec. (2.101)

La tabla 2.7 muestra los coeficientes usados para el cálculo de la ecuación 2.101.

65

TABLA 2.7: COEFICIENTES PARA EL CÁLCULO DEL FATOR C – BEGGS Y BRILL (Tomado de Brill y Mukherjee, 1999)

PATRÓN DE FLUJO e f g h Segregado (hacia arriba) 0.011 -3.7680 3.5390 -1.6140 Intermitente (hacia arriba) 2.960 0.3050 -0.4473 0.0978 Distribuido (hacia arriba) No necesita corrección C = 0 y ! = 1

Todos los patrones de flujo (hacia abajo) 4.700 -0.3692 0.1244 -0.5056

5. Determinar el hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación.

Y= )()( 0LθL HH Ec. (2.102)

Donde:

HL(θ) = hold up líquido corregido por efectos del ángulo de inclinación, adimensional.

Cuando el patrón de flujo cae en la región de transición, el valor del hold up líquido corregido se estima con la siguiente ecuación:

IntθLSegθLθL HAAHH )()()( )( -+= 1 Ec. (2.103)

Donde:

23

3

LL

NLA Fr

-

-= Ec. (2.104)

6. Calcular la densidad y la viscosidad de la mezcla sin deslizamiento a través de las ecuaciones 2.63 y 2.65.

7. Estimar el Número de Reynolds a través de la ecuación 2.46.

8. Determinar el factor de fricción normalizado con la siguiente expresión:

3205000560 .Re.. -+= Nfn

Ec. (2.105)

Donde:

fn = factor de fricción normalizado, adimensional.

66

9. Generar el valor de la razón del factor de fricción para dos fases y el factor de fricción normalizado, a través de esta ecuación:

s

n

ef

f= Ec. (2.106)

Donde:

42 01853087250182305230 )(ln.)(ln.ln..

ln

yyy

ys

+-+-= Ec. (2.107)

[ ]2)(θL

L

H

λy = Ec. (2.108)

Si 1 < y < 1.2, entonces:

)..ln( 2122 -= ys Ec. (2.109)

10. Calcular el factor de fricción para dos fases, así:

÷÷ø

öççè

æ=

n

nf

fff Ec. (2.110)

11. Calcular el gradiente total de presión con la siguiente ecuación:

Pg

ρVV

θseng

gρ

dg

Vρf

H

P

c

nSgm

c

s

c

mn

TOTAL -

+=÷

ø

öçè

æDD

1

2144

2

Ec. (2.111)

Donde:

[ ])()( θLgθLLs HρHρρ -+= 1 Ec. (2.112)

67

2.4 TEORÍA DE MECÁNICA DE FLUIDOS

La cantidad de fluido que pasa a través de un sistema por unidad de tiempo puede expresarse en tres términos distintos (Mott, 2006):

· Flujo volumétrico (Q), el cual es el volumen de fluido que circula a través de una sección por unidad de tiempo.

· Flujo en peso (W), el cual es el peso del fluido que circula a través de una sección por unidad de tiempo.

· Flujo másico (M), el cual es la masa de fluido que circula a través de una sección por unidad de tiempo.

De todos ellos, el flujo volumétrico es el más importante. Se expresa de la siguiente manera:

AvQ = Ec. (2.113)

Donde:

Q = flujo o caudal, pc/s.

2.4.1 ECUACIÓN DE CONTINUIDAD

La continuidad es la cantidad constante de fluido que circula a través de cualquier sección en cierta cantidad de tiempo. Se utiliza para relacionar la densidad del fluido, el área de flujo y la velocidad del mismo (Mott, 2006).

222111 vAρvAρ = Ec. (2.114)

Al tratarse de líquidos, se tiene la siguiente modificación en la ecuación 2.114:

68

2211 vAvA = Ec. (2.115)

2.4.2 ECUACIÓN DE BERNOULLI

El balance de energías de un fluido que circula desde un punto 1 a un punto 2 en un ducto, como se ilustra en la figura 2.31, está dado por la Ecuación de Bernoulli.

FIGURA 2.31: ELEMENTOS DE FLUIDO UTILIZADOS EN LA ECUACIÓN DE BERNOULLI (Tomado de Mott, 2006)

El elemento del fluido constará de las siguientes formas de energía (Mott, 2006):

· ENERGÍA POTENCIAL (Ep)

Es la energía que se produce como consecuencia de un cambio en la elevación de un fluido con respecto a un nivel de referencia.

· ENERGÍA CINÉTICA (Ec)

Es la energía que se produce como consecuencia de un cambio en la velocidad de un fluido.

69

· ENERGÍA DE FLUJO (Ef)

Es la energía necesaria para mover un elemento de fluido a través de una sección en contra de la presión.

Al considerar las formas de energía que posee el elemento del fluido en el punto 1 y 2 se obtiene la Ecuación de Bernoulli.

2

222

2

1112

1

2

1vρgzρPvρgzρP ++=++ Ec. (2.116)

Donde:

z = elevación con respecto a un nivel de referencia, pie.

2.4.3 ECUACIÓN GENERAL DE LA ENERGÍA

Esta ecuación es una ampliación de la ecuación de Bernoulli para poder abarcar las pérdidas y adiciones de energía. Su interpretación se expone en la figura 2.32.

FIGURA 2.32: SISTEMA DE FLUJO DE FLUIDO DE LA ECUACIÓN GENERAL DE LA ENERGÍA (Tomado de Mott, 2006)

70

Aplicando la ley de la conservación de la energía - la cual afirma que la energía no puede crearse ni destruirse, solo cambia de una forma a otra - al sistema, se obtiene (Mott, 2006):

2

222

2

1112

1

2

1vρgzρPhhhvρgzρP LRA ++=--+++ Ec. (2.117)

Donde:

hA = energía que se agrega al fluido mediante un dispositivo mecánico (bomba), lb-pie/lb.

hR = energía que se remueve del fluido mediante un dispositivo mecánico (motor), lb-pie/lb.

hL = pérdidas de energía debido a la fricción y pérdidas menores por accesorios, lb-pie/lb.

2.4.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS Y GANANCIA DE ENERGÍA

2.4.4.1 Ganancia de energía

2.4.4.1.1 Bombas

Son máquinas que transforma la energía mecánica en energía hidráulica (velocidad y presión) comunicada al fluido que circula dentro de ellas. Sirven para impulsar líquidos a través de sistemas de tuberías (Mott, 2006).

La energía que una bomba adiciona al fluido se calcula así:

( ) ( ) LRA hhvvρzzgρPPh ++-+-+-= 2

1

2

212122

1 Ec. (2.118)

71

2.4.4.2 Pérdidas de energía

2.4.4.2.1 Motores de fluido

La energía transmitida por el fluido a un motor de fluido o turbina es una medida de la energía transmitida por cada unidad de peso de fluido al tiempo que pasa por el dispositivo (Mott, 2006). Se expresa de la siguiente manera:

( ) ( ) LAR hhvvρzzgρPPh -+-+-+-= 2

2

2

121212

1 Ec. (2.119)

2.4.4.2.2 Pérdidas de energía ocasionadas por la fricción – Ecuación de Darcy

Un componente de la pérdida de energía es la fricción que produce el fluido al circular a través de la tubería. Ésta es proporcional a la carga de velocidad del flujo y a la relación de la longitud con el diámetro de la corriente (Mott, 2006). Esto se expresa, en forma matemática, así:

g

v

D

LfhL

2

2

= Ec. (2.120)

Donde:

L = longitud de la corriente de flujo, pie.

D = diámetro de la tubería, pie.

Para determinar el valor del factor de fricción se utilizan las ecuaciones presentadas en el tema: teoría de flujo monofásico y multifásico y sus respectivas correlaciones.

2.4.4.2.3 Pérdidas menores

Estas pérdidas de energía se presentan cuando el fluido atraviesa dispositivos donde hay expansión en el tamaño de la trayectoria de flujo, reducciones, entrada

72

del fluido de un tanque a una tubería, salida del líquido de una tubería a un tanque, válvulas y accesorios (Mott, 2006).

2.4.4.2.3.1 Coeficiente de resistencia

Las pérdidas menores se reportan en términos del coeficiente de resistencia (K) y son proporcionales al componente de la energía cinética (Mott, 2006).

El coeficiente de resistencia depende de la geometría del dispositivo que ocasiona la pérdida y, en ocasiones, de la velocidad de flujo.

2.4.4.2.3.2 Pérdidas de salida

Se presentan cuando el flujo pasa desde una tubería hasta un tanque. El valor de K es 1 sin importar la forma de la salida que conecta el ducto al tanque (Mott, 2006).

g

vhL

201

2

1.= Ec. (2.121)

FIGURA 2.33: PÉRDIDA EN SALIDA (Tomado de Mott, 2006)

73

2.4.4.2.3.3 Expansión gradual

Se presenta cuando hay una transición de un conducto de menor tamaño hacia uno mayor de una forma menos abrupta. Las pérdidas de energía se reducen (Mott, 2006).

La pérdida de energía se determina a través de la siguiente ecuación:

g

vKhL

2

2

1= Ec. (2.122)

Donde:

v1 = velocidad promedio de flujo en la tubería más pequeña, pie/s.

FIGURA 2.34: EXPANSIÓN GRADUAL (Tomado de Mott, 2006)

En la ecuación 2.122, el factor K depende de la relación de la tubería de mayor diámetro con la de menor (D2/ D1) y el ángulo del cono (θ). El valor de este factor

se determina en la figura 2.35.

74

FIGURA 2.35: COEFICIENTE DE RESISTENCIA – EXPANSIÓN GRADUAL (Tomado de Mott, 2006)

2.4.4.2.3.4 Contracción gradual

La pérdida de energía en una contracción puede disminuir si la contracción se produce de forma menos abrupta (Mott, 2006). Se determina a través de la siguiente ecuación:

g

vKhL

2

2

2= Ec. (2.123)

Donde:

v2 = velocidad del conducto menor a partir de la contracción, pie/s.

75

FIGURA 2.36: CONTRACCIÓN GRADUAL (Tomado de Mott, 2006)

En la ecuación 2.123, el factor K depende de la relación de la tubería de mayor diámetro con la de menor (D1/ D2) y el ángulo del cono (θ). El valor de K, para θ ≥ 15°, se determina en la figura 2.37, y para θ < 15° en la figura 2.38.

FIGURA 2.37: COEFICIENTE DE RESISTENCIA – CONTRACCIÓN GRADUAL (θ ≥ 15°) (Tomado de Mott, 2006)

76

FIGURA 2.38: COEFICIENTE DE RESISTENCIA – CONTRACCIÓN GRADUAL (θ < 15°) (Tomado de Mott, 2006)

2.4.4.2.3.5 Pérdidas en la entrada

Estas pérdidas se presentan cuando el fluido pasa desde un depósito grande hacia una tubería (Mott, 2006).

Ec. (2.124)

Donde:

v2 = velocidad de flujo en la tubería, pie/s.

El coeficiente de resistencia se lo determina en la figura 2.39. Para una “entrada

bien redondeada”, el valor de K está en función de la relación (r/D2).

g

vKhL

2

2

2=

77

FIGURA 2.39: PÉRDIDAS EN LA ENTRADA (Tomado de Mott, 2006)

2.4.4.2.3.6 Coeficientes de resistencia para válvulas y accesorios

Las válvulas se utilizan para controlar el flujo del fluido. Por otra parte los accesorios, como codos de varios diseños, te, reductores, boquillas y orificios, guían la trayectoria del flujo o cambian su tamaño. Cada uno de ellos genera una pérdida de energía en el sistema (Mott, 2006).

Para determinar la pérdida de energía se debe generar el valor del coeficiente de resistencia y reemplazarlo en la ecuación 2.120.

Te f

D

LK ÷

ø

öçè

æ= Ec. (2.125)

Donde:

Le/D = relación de longitud equivalente, adimensional.

fT = factor de fricción del conducto al que está unido la válvula o accesorio, adimensional.

78

El valor de la relación de longitud equivalente, para cada válvula y accesorio, se presenta en la tabla 2.8.

TABLA 2.8: RELACIÓN DE LONGITUD EQUIVALENTE (Basado en Mott, 2006)

TIPO Le/D Válvula de globo – abierta por completo 340

Válvula de ángulo – abierta por completo 150 Válvula de compuerta – abierta por completo 8

Válvula de compuerta – ¾ abierta 35 Válvula de compuerta – ½ abierta 160 Válvula de compuerta – ¼ abierta 900 Válvula de verificación – tipo bola 150

Válvula de mariposa – abierta por completo, 2 a 8 pulg 45 Válvula de mariposa – abierta por completo, 10 a 14 pulg 35 Válvula de mariposa – abierta por completo, 16 a 24 pulg 25

Codo estándar a 90° 30 Te estándar – con flujo directo 20

2.5 FUNDAMENTOS PARA DIMENSIONAR UNA EPF

Para dimensionar una EPF se deben conocer sus componentes y facilidades. Las facilidades de producción son una serie de equipos de superficie, diseñados y construidos en los campos petroleros según variables como la viscosidad, caudal de gas, cantidad de agua extraída, tiempo de retención, entre otros parámetros. Estos equipos permiten tratar, separar, almacenar, medir y transportar el crudo de varios pozos.

Además de estos equipos, existen una serie de elementos que complementan su trabajo. Se pueden citar: válvulas, accesorios, instrumentos de control y medición, entre otros.

2.5.1 MÚLTIPLE

También denominado manifold. Son arreglos constituidos por tuberías y válvulas que permiten controlar y direccionar el fluido proveniente de varios pozos hacia posteriores procesos del sistema (Oña, 2011). Los componentes del múltiple son:

79

· Válvulas check.

· Válvulas de bola o mariposa.

· Válvulas de tres vías.

· Indicadores de presión o manómetro.

· Bombas de inyección de químicos para dar tratamiento al crudo.

El diseño del mismo está condicionado por la presión de trabajo y la capacidad de caudal a manejar.

2.5.2 LÍNEAS DE FLUJO

Son las tuberías utilizadas para transportar los fluidos desde varios pozos hasta el múltiple; los cuales, después son transportados hasta los distintos sistemas de tratamiento del crudo. Las tuberías están fabricadas de acero, hierro, PVC o fibra de vidrio (Echeverría y Jiménez, 2014).

Para identificar la medida del espesor de la tubería se emplea el número de cédula, la cual está en función del tipo de fluido que se transporta y la frecuencia de transporte.

En la figura 2.9 se presentan los tipos de tubería de acuerdo al número de cédula.

TABLA 2.9: TIPOS DE TUBERÍA DE ACUERDO AL NÚMERO DE CÉDULA (Basado en Echeverría y Jiménez, 2014)

NÚMERO DE CÉDULA TIPO DE TUBERÍA SCH - 40 De Peso Standard (S) SCH - 80 De Peso Extrafuerte (XS)

SCH - 160 De Peso Doble Extra Fuerte (XXS)

En la tabla 2.10 se encuentra la relación entre el número de cédula y la presión de diseño de la tubería según la ASA.

80

TABLA 2.10: RELACIÓN ENTRE EL NÚMERO DE CÉDULA Y LA PRESIÓN DE DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACUERDO A LA ASA (Basado en Echeverría y Jiménez, 2014)

NÚMERO DE CÉDULA PRESIÓN ASA (psi) 40 ≤250 80 300 – 600

120 900 160 1500 XXS 2500 para (1/2 – 6) pulg 169 2500 (≥8) pulg

2.5.2.1 Selección de tuberías

Para la selección de una tubería es necesario tomar en consideración las siguientes consideraciones:

a) Resistencia a la Corrosión. b) Presión. c) Temperatura. d) Costo.

La resistencia a la corrosión es la consideración más importante. Depende de factores físicos como la temperatura, resistividad del suelo, turbulencia, otros (Echeverría y Jiménez, 2014).

2.5.3 SEPARADORES

El flujo proveniente de los pozos es de naturaleza multifásica; por lo que, la separación física de las fases es la operación vital de la producción en superficie.

Los separadores son equipos cerrados, fabricados de acero, utilizados para separar el líquido del gas. Los fluidos básicos que se separan son: petróleo, gas y agua.

Estos equipos permiten separar también elementos indeseables como sólidos en suspensión, arenas; además, mantienen una presión óptima y garantizan la entrega de fluidos hacia otros equipos o hacia el almacenamiento (Requena y Rodríguez, 2006).

81

Los rangos de operaciones de los separadores se presentan en la tabla 2.11.

TABLA 2.11: RANGO DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES (Basado en Oña, 2011)

SEPARADORES RANGO (psig) Baja presión 10 – 20 hasta 180 – 225

Presión media 230 – 250 hasta 600 – 700 Alta presión 750 hasta 1500

2.5.3.1 Teoría de separación

Para el diseño de un separador es necesario tomar en cuenta el nivel en la sección de recolección de líquido; es decir, su porcentaje de llenado.

En el caso del crudo ecuatoriano se debe asumir una capacidad de manejo de líquido del 50% y un rango del tiempo de retención de 5 - 12 minutos (Álvarez y de la A, 2010).

2.5.3.1.1 Teoría de asentamiento (Ley de Stokes)

La figura 2.40 esquematiza el sistema de fuerzas que actúan en un separador para desarrollar la teoría de asentamiento y las ecuaciones que se derivan. También muestra la longitud de costura a costura, es decir la longitud del separador hasta el punto de suelda (Ls/s).

82

FIGURA 2.40: SISTEMA DE FUERZAS EN EL INTERIOR DE UN SEPARADOR (Tomado de Álvarez y De la A, 2010)

Las partículas de líquido caerán a una cierta velocidad cuando la fuerza de arrastre sea igual a la fuerza de la gravedad (Álvarez y De la A, 2010). Esto se determina así:

= Ec. (2.126)

÷÷ø

öççè

æ=

g

VAC t

D2

2

r Ec. (2.127)

Donde:

FD = fuerza de arrastre, lb.

CD = coeficiente de arrastre, adimensional.

A = área de la sección transversal de la partícula, pie2.

ρ = densidad de la fase continua, lb/pc.

Vt = velocidad de asentamiento de la gota, pie/s.

El coeficiente de arrastre, en el caso de que el flujo sea laminar, se determina:

83

Re

DN

24C = Ec. (2.128)

En la práctica se considera el flujo como turbulento. Matemáticamente la velocidad de asentamiento de la gota se expresa (Álvarez y de la A, 2010):

50

0240

.

.úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ -= m

g

gl

t dρ

ρρV Ec. (2.129)

Donde:

dm = diámetro de la partícula, micrones.

Las partículas de líquido pueden comportarse de diferente modo dependiendo de su tamaño tal como se especifica en la tabla 2.12.

TABLA 2.12: COMPORTAMIENTO DE LAS PARTÍCULAS DE LÍQUIDO EN FUNCIÓN DE SU TAMAÑO (Tomado de Arnold y Stewart, 2008)

TAMAÑO DE LA PARTÍCULA COMPORTAMIENTO 10 micrones < dm <100 micrones Son retenidas por el extractor de neblina

400 micrones < dm <500 micrones Se asientan por el efecto de la gravedad

< 10 micrones Se depositan en la zona de retención de

líquido

2.5.3.1.2 Tiempo de retención

Es el tiempo necesario para que las partículas de líquido y gas lleguen a un estado de equilibrio a una presión de operación determinada y las partículas inicien su proceso asentamiento. Las dimensiones del separador y su calidad de separación son directamente proporcionales a su tiempo de retención.

La tabla 2.13 muestra los tiempos de retención en función de la gravedad °API.

84

TABLA 2.13: TIEMPOS DE RETENCIÓN EN FUNCIÓN DEL °API DEL PETRÓLEO (Basado en Requena y Rodríguez, 2006)

GRAVEDAD °API DEL PETRÓLEO TIEMPO DE RETENCIÓN (min) > 40 1 – 2

25 – 40 1 – 3 < 25 y/o espumoso 3 – 12

Factores como la presencia de espuma modifican el tiempo de retención. Esto se contrarresta con la adición de agentes antiespumantes. La excesiva presencia de espuma varía el volumen de recolección de líquidos y gases, derivando en una mala separación.

2.5.3.1.3 Capacidad para el manejo de gas

KP

TZQDL

g

eff ÷÷ø

öççè

æ= 420 Ec. (2.130)

Donde:

Leff = longitud efectiva, pie.

Qg = caudal del gas, MMPCSD.

K = constante de Souders y Brown, adimensional.

2.5.3.1.4 Capacidad de manejo de líquido

Cuando se tiene dos fases se determina así:

70

2

.LR

eff

QtLD = Ec. (2.131)

Donde:

QL = caudal del líquido, BFPD.

tR = tiempo de retención, minutos.

85

Cuando se tiene tres fases se determina con la siguiente ecuación:

)(. wRwoRoeff QtQtLD += 4212 Ec. (2.132)

Donde:

Qo = caudal de petróleo, BPPD.

Qw = caudal de agua, BAPD.

tRo = tiempo de retención del petróleo, minutos.

tRw = tiempo de retención del agua, minutos.

Generalmente el tiempo de retención del petróleo es el mismo que el del agua.

2.5.3.1.5 Separación gas – líquido

Los fluidos que llegan de los pozos productores entran en el separador, el cual es un recipiente presurizado, donde los fluidos son separados en gas y líquido a una presión y temperatura determinada.

2.5.3.1.6 Separación gas – petróleo – agua

Este proceso se realiza en un separador trifásico, también llamado de agua libre (Free Water KnockOut). Es un recipiente cilíndrico en el que se separa la mayor cantidad del agua de la mezcla. El agua es lo primero que se debe retirar de la mezcla porque es una impureza que puede provocar una emulsión.

Para la existencia de una emulsión son necesarios los siguientes factores (Requena y Rodríguez, 2006):

· Dos tipos de fluidos inmiscibles (petróleo y agua).

· Turbulencia o agitación.

· Un elemento emulsificante (parafinas, asfaltenos, elementos sólidos del yacimiento, entre otros).

86

Para la ruptura de una emulsión se debe considerar los siguientes factores (Requena y Rodríguez, 2006):

· Tamaño de las partículas de agua dispersas.

· Viscosidad.

· Tensión interfacial.

· Diferencia de densidades entre las fases.

· Contenido de elementos emulsificantes.

2.5.3.1.7 Proceso de separación

La mezcla de fluidos ingresa al separador y choca con un dispositivo forzando la separación. El fluido se precipita hacia el fondo del equipo y por diferencia de densidades el agua se deposita bajo el crudo, excepto si estos se encuentran emulsionados. El gas fluirá hacia la parte superior con determinada cantidad de fluido en forma de gotas que son separadas posteriormente al pasar por placas coalescentes y mallas de alambre.

2.5.3.1.8 Etapas de separación

La figura 2.41 expone las etapas de la separación.

FIGURA 2.41: SECCIONES DE SEPARACIÓN (Tomado de Requena y Rodríguez, 2006)

87

· SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA

Es la sección donde se reduce considerablemente la turbulencia, permitiendo que se separen volúmenes de líquido del gas.

· SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

En esta sección se genera la separación por gravedad de las gotas con tamaños mayores a los 200 micrones. La eficiencia en esta sección está en función de las propiedades del gas y el líquido y tamaño de la partícula.

· SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINA

Es la sección donde se separan las gotas más pequeñas restantes de líquido en el gas, resultado de la separación primaria y secundaria.

· SECCIÓN DE ALMACENAMIENTO DE LÍQUIDOS

En esta sección se almacena los diferentes fluidos libres a las condiciones de operación establecidas, evitando la formación de espuma.

2.5.3.2 Clasificación de los separadores

2.5.3.2.1 De acuerdo al número de fases a separar

· SEPARADORES BIFÁSICOS

Es un equipo empleado para la separación del petróleo y el gas.

· SEPARADORES TRIFÁSICOS

Es un equipo que se utiliza para separar distintas fases: agua, petróleo y gas.

88

2.5.3.2.2 De acuerdo a su forma

· SEPARADORES HORIZONTALES

Este equipo presenta una superficie de contacto mayor entre las fases, lo que facilita la liberación del gas. Puede ser bifásico o trifásico.

· SEPARADORES VERTICALES

Este equipo se utiliza cuando existen limitaciones de espacio y cuando se presenta una alta relación gas-líquido. Puede ser bifásico o trifásico.

La figura 2.42 ejemplifica este tipo de separadores.

FIGURA 2.42: SEPARADOR VERTICAL (Tomado de Instructivo de operación de un separador de fluido y gas, s.f.)

· SEPARADORES ESFÉRICOS

Este equipo tiene la forma de una bola y son menos eficientes que los separadores horizontales y verticales. Se los utiliza en áreas de procesamiento muy complejas.

La figura 2.43 muestra este tipo de separadores.

89

FIGURA 2.43: SEPARADOR ESFÉRICO (Tomado de Instructivo de operación de un separador de fluido y gas, s.f.)

2.5.3.2.3 De acuerdo a su función

· SEPARADORES DE PRUEBA

Este equipo recibe la producción de un solo pozo con la finalidad de medirla.

· SEPARADORES DE PRODUCCIÓN

Estos equipos reciben la producción proveniente de todos los pozos; es decir, se encargan de la producción general.

2.5.3.3 Componentes internos de un separador

· PLATINA DEFLECTORA

Es un dispositivo que se coloca a la entrada del fluido para causar un cambio en su dirección y velocidad. Puede ser recta o tener forma de arco.

· CICLÓN DE ENTRADA

Cuando el flujo que ingresa en el separador choca con este dispositivo, éste rota e impulsa el fluido hacia las paredes del separador. Por lo tanto, la fuerza centrífuga ayuda al proceso de separación. Este dispositivo se utiliza en separadores verticales.

90

· PLACAS ANTIESPUMA

Cuando las burbujas del gas se liberan del líquido se forma espuma. La espuma causa un rendimiento deficiente del separador por lo que deben ser descompuestas. Para evitar la formación de espuma se colocan placas anti espuma.

· ROMPEDORES DE REMOLINOS

Son usados para disminuir la presencia de un remolino cuando la válvula de control del fluido este abierta.

· ROMPEDORES DE OLAS

Sirve como un regulador vertical por donde viaja el flujo gas – líquido perpendicularmente. Se utiliza en separadores horizontales.

· EXTRACTOR DE NEBLINA

Son dispositivos mecánicos que sirven para atrapar las gotas de líquido que aún no se han separado del gas. En este proceso, el gas pasa a través del extractor y las gotas de líquido chocan entre sí produciendo coalescencia, provocando que éstas caigan a la fase líquida. Los dispositivos más utilizados son (Requena y Rodríguez, 2006):

a) Cojines de mallas de alambre. b) Extractores de veleta.

2.5.3.4 Accesorios externos de un separador

· VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIO

Son válvulas fijadas a la máxima presión de operación. Protegen al separador contra presiones excesivas causadas por una obstrucción en la salida o un aumento anormal en la entrada.

91

· VÁLVULAS DE CONTROL CONTRA - PRESIÓN

Estas válvulas se colocan en la línea de salida del gas y regulan la presión del separador.

· VÁLVULAS DE CONTROL DE LÍQUIDO

Estas válvulas se colocan en la línea de descarga de los líquidos y controlan el nivel del líquido mediante un controlador de nivel.

· CONTROL DE PROCESOS

Los separadores deben constar de: Controladores de nivel de líquido (en el caso de un separador trifásico debe existir por lo menos dos), medidores de vidrio, manómetro, termómetro y las válvulas de control.

2.5.3.5 Dimensionamiento de separadores horizontales

El capital económico y los cálculos de ciertos parámetros permiten el diseño adecuado del separador. Los parámetros a tomar en cuenta son (Requena y Rodríguez, 2006):

· COMPOSICIÓN DEL FLUIDO QUE SE VA A SEPARAR

Su conocimiento sirve para pronosticar la calidad y cantidad de gas y líquido que se formarán en el separador a las condiciones de presión y temperatura de operación.

· FLUJO NORMAL DE GAS

El flujo normal de gas es la máxima cantidad de gas que ingresa en un separador.

· PRESIÓN DE OPERACIÓN

Un aumento en la presión causa un fallo en el material del separador; mientras que una caída de presión, manteniendo el caudal constante, incrementa la

92

velocidad del fluido y produce espuma, arrastre de fluidos y destruye el extractor de neblina.

· DENSIDAD DE LOS FLUIDOS EN CONDICIONES DE OPERACIÓN

Estas densidades influyen directamente en los cálculos de dimensionamiento del separador.

· FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS EN CONDICIONES DE OPERACIÓN

El valor de este factor proporciona el volumen del gas a las condiciones de operación.

· VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO

Sirve para determinar la velocidad con la que el petróleo se desprende del gas.

· CONSTANTE DE SOUDERS Y BROWN

Es el valor que más se acerca o aleja de las predicciones de funcionamiento del separador. Ayuda a predecir el comportamiento de los fluidos en el separador.

· RELACIÓN LONGITUD – DIÁMETRO

Es la relación que existe entre la longitud de costura a costura y el diámetro del separador. Este valor se toma para seleccionar el separador más eficiente y económico. Su valor debe estar en el rango de 3 a 4.

Además de estos parámetros, hay que tener en cuenta las siguientes consideraciones:

a) El máximo nivel de líquido debe permitir una altura de 15 pulg para el gas.

b) Las boquillas de entrada y salida deben estar ubicadas de manera cercana de las líneas tangentes del separador.

93

c) Las salidas del separador tendrán acoplados accesorios anti remolinos.

d) El volumen de operación debe estar comprendido entre el NAL y NBL como se expone en la figura 2.44.

e) La altura entre el NAAL y la malla debe ser de 12 pulg.

FIGURA 2.44: NIVELES DE LÍQUIDO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL (Tomado de Requena y Rodríguez, 2006)

La nomenclatura para los niveles de líquido se exhibe en la tabla 2.14.

TABLA 2.14: NOMENCLATURA DE LOS NIVELES DE LÍQUIDO EN UN SEPARADOR (Tomado de Requena y Rodríguez, 2006)

SIGLAS EN ESPAÑOL

SIGLAS EN INGLÉS

NOMENCLATURA

NAAL HHLL Nivel alto – alto de líquido NAL HLL Nivel alto de líquido NNL NLL Nivel normal de líquido NBL LLL Nivel bajo de líquido

NBBL LLLL Nivel bajo – bajo de líquido

2.5.3.5.1 Pasos para dimensionar separadores horizontales bifásicos

1. Determinar el valor de la compresibilidad del gas con la ecuación 2.8.

94

2. Generar el valor de la viscosidad del gas con la ecuación 2.18.

3. Realizar un proceso iterativo para determinar el coeficiente de arrastre y la velocidad de asentamiento.

3.1 Determinar la velocidad de asentamiento con la ecuación 2.129. Si el diámetro de la gota de líquido no es dato, colocar el valor de 100 micrones.

3.2 Calcular el valor del Número de Reynolds.

g

tmg

μ

VdρN

00490.Re = Ec. (2.133)

3.3 Generar el valor del coeficiente de arrastre.

340324

.ReRe

++=NN

CD Ec. (2.134)

3.4 Calcular el nuevo valor de la velocidad de asentamiento.

50

01190

.

.úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ -=

D

m

g

gl

tC

d

ρ

ρρV Ec. (2.135)

3.5 Repetir los cálculos desde el paso 3.2 hasta obtener convergencia.

4. Determinar el valor de la constante de Souders y Brown (K).

50.

úúû

ù

êêë

é÷÷ø

öççè

æ

-=

m

D

gl

g

d

C

ρρ

ρK Ec. (2.136)

5. Generar una tabla de capacidad del gas mediante el siguiente proceso:

5.1 Determinar la capacidad del gas con la ecuación 2.130.

95

5.2 Generar el valor del diámetro base con la ecuación:

2

12cttedbase = Ec. (2.137)

Donde:

ctte = DLeff

5.3 Calcular Leff y LS/S con las siguientes ecuaciones:

base

effd

ctteL = Ec. (2.138)

12

dLL effss +=/ Ec. (2.139)

5.4 Realizar una tabla de capacidad del gas comenzando por el diámetro base y después sumar 6 pulgadas al diámetro y continuar con la tabla.

6. Generar una tabla de capacidad del líquido mediante el siguiente proceso:

6.1 Determinar la capacidad del líquido con la ecuación 2.131.

6.2 Generar el valor del diámetro base con la ecuación 2.137.

6.3 Calcular Leff y Ls/s y R con las siguientes ecuaciones:

270 base

LReff

d

QtL

.= Ec. (2.140)

effss LL3

4=/ Ec. (2.141)

d

LR ss /12= Ec. (2.142)

Donde:

R = relación entre la longitud de costura a costura y el diámetro, adimensional.

96

6.4 Realizar una tabla de capacidad del líquido comenzando por el diámetro base y después sumar 6 pulgadas al diámetro y continuar con la tabla. Verificar la relación R que debe pertenecer al rango de 3 - 4 para seleccionar la adecuada dimensión del separador.

7. Comparar las longitudes de la capacidad del gas y del líquido. Al seleccionar el separador se observa cual posee la mayor longitud.

8. Determinar la tasa de gas a condiciones de operación.

g

ggg

gopρ

γMQQ

86400379 *= Ec. (2.143)

Donde:

Qgop = tasa de gas a condiciones de operación, pc/s.

Qg = tasa de gas, PCSD.

9. Generar el valor de la densidad de la mezcla.

gopo

ggopoo

mezclaQQ

ρQρQρ

+

+= Ec. (2.144)

Donde:

Qo = tasa de petróleo, pc/s.

10. Calcular la velocidad de la boquilla de entrada.

( ) 50

80.

mezcla

boqρ

V = Ec. (2.145)

Donde:

Vboq = velocidad de la boquilla de entrada, pie/s.

La máxima velocidad de la boquilla de entrada es 30 pie/s. Si al realizar el cálculo se determina un valor mayor a éste, trabajar con 30 pie/s.

97

11. Generar el valor del diámetro de la boquilla de entrada.

( ) 50

4.

úúû

ù

êêë

é +=

boq

go

boqVπ

QQφ Ec. (2.146)

Donde:

Φboq = diámetro de la boquilla de entrada, pie.

El diámetro de la boquilla de entrada está en pies. Para su uso se debe convertir a pulgadas.

12. Calcular la velocidad de la boquilla de salida del gas.

( ) 50

80.

g

bsgρ

V = Ec. (2.147)

Donde:

Vbsg = velocidad de la boquilla de salida del gas, pie/s.

13. Generar el valor del diámetro de la boquilla de salida del gas.

50

4.

úúû

ù

êêë

é=

bsg

g

bsgVπ

Qφ Ec. (2.148)

Donde:

Φbsq = diámetro de la boquilla de salida del gas, pie.


14. Generar el valor del diámetro de la boquilla de salida del líquido.

98

50

4.

úû

ùêë

é=

bo

obso

Vπ

Qφ Ec. (2.149)

Donde:

Φbso = diámetro de la boquilla de salida del petróleo, pie.

Vbo = velocidad de salida del petróleo, 1 – 3 pie/s. Se trabaja con el valor de 2 pie/s.


2.5.3.5.2 Pasos para dimensionar separadores horizontales trifásicos

Para dimensionar estos separadores se usan los pasos del 1 – 4 para separadores bifásicos.

5. La tabla de capacidad del gas se calcula con el mismo procedimiento usado para separadores bifásicos.

6. Generar una tabla de capacidad del líquido mediante el siguiente proceso:

6.1 Determinar la capacidad del líquido con la ecuación 2.131.

6.2 Generar el valor del diámetro base con la ecuación 2.137.

6.3 Calcular Ls/s y R con las ecuaciones 2.141 y 2.142, respectivamente, y determinar Leff con la siguiente ecuación:

2

2

d

LDL eff

eff = Ec. (2.150)

6.4 Realizar una tabla de capacidad del líquido comenzando por el diámetro base y después sumar 6 pulgadas al diámetro y continuar con la tabla. Verificar la relación R que debe pertenecer al rango de 3 – 4 para seleccionar la adecuada dimensión del separador.

99

7. Comparar las longitudes de la capacidad del gas y del líquido. Al seleccionar el separador se observa cual posee la mayor longitud.

8. Determinar la tasa de gas a condiciones de operación con la ecuación 2.143 de separadores bifásicos.

9. Generar el valor de la densidad de la mezcla mediante la siguiente ecuación:

gopwo

ggopwwoo

mezclaQQQ

ρQρQρQρ

++

++= Ec. (2.151)

10. Calcular la velocidad de la boquilla de entrada con la ecuación 2.145 de separadores bifásicos. La máxima velocidad de la boquilla de entrada es 30 pie/s. Si al realizar el cálculo se determina un valor mayor a éste, trabajar con 30 pie/s.

11. Generar el valor del diámetro de la boquilla de entrada.

( ) 50

4.

úúû

ù

êêë

é ++=

boq

gwo

boqVπ

QQQφ Ec. (2.152)


12. Calcular la velocidad de la boquilla de salida del gas con la ecuación 2.147 de separadores bifásicos.

13. Calcular el valor del diámetro de la de la boquilla de salida del gas con la ecuación 2.148 de separadores bifásicos. El diámetro de la boquilla de entrada está en pies. Para su uso se debe convertir a pulgadas.

100

14. Generar el valor del diámetro de la boquilla de salida del líquido con la siguiente ecuación:

( ) 50

4.

úû

ùêë

é +=

bl

wobso

Vπ

QQφ Ec. (2.153)

Donde:

Vbl = velocidad de salida del líquido, 1 – 3 pie/s. Se trabaja con el valor de 2 pie/s.

El diámetro de la boquilla de entrada está en pie. Para su uso se debe convertir a pulgada.

2.5.4 BOTA DE GAS

Este equipo libera el gas proveniente de la fase de separación primaria. Esta separación se produce mediante la ubicación alternada de placas dentro de la bota y el proceso de expansión brusca. El crudo pasa a través de la bota hacia los tanques, mientras que los gases fluyen hasta sistemas de recuperación de gases y condensados (Oña, 2011). La bota de gas presenta instrumentación de control del tipo LSL, LSH, PSH.

La figura 2.45 muestra una bota de gas.

FIGURA 2.45: BOTA DE GAS (Tomado de Oña, 2011)

101

2.5.4.1 Dimensionamiento de la bota de gas

A este equipo se lo puede considerar como un separador vertical bifásico; por lo que, para dimensionar este equipo, se usan los pasos del 1 – 4 del dimensionamiento de separadores bifásicos.

1. Determinar el diámetro base con la siguiente expresión:

KP

TZQD

g50402 = Ec. (2.154)

Donde:

D = diámetro, pulgadas.

T = temperatura, R.

Qg = tasa de gas, MMPCSD.

2. Calcular la capacidad de líquido con la siguiente ecuación:

120

2

.lrQt

hD = Ec. (2.155)

Donde:

Ql = tasa del líquido, BPD.

h = altura del líquido, pulgadas.

3. Generar el valor de la longitud de costura a costura.

12

40++=

dhL ss / Ec. (2.156)

4. Estimar la relación de longitudes con la ecuación 2.142. Verificar la relación R que debe pertenecer al rango de 3 - 4 para seleccionar la adecuada dimensión del separador.

102

5. Si la relación de longitudes es menor a tres, se toma como diámetro mínimo el diámetro base.

6. Si la relación de longitudes es mayor a tres, se realiza una tabla a partir del diámetro base con una variación de 6 en 6 pulgadas. Se escoge las longitudes que satisfagan la relación de longitudes.

2.5.5 DEPURADOR DE GAS

También llamado scrubber. Este equipo permite la separación, al contar con un extractor de neblina, por precipitación de condensados arrastrados por el gas después de salir de la bota de gas. Se eliminan líquidos por la parte inferior del recipiente, mientras que el gas fluye hacia la tea. El líquido es evacuado y controlado por una válvula de nivel.

La figura 2.46 expone este tipo de equipo.

FIGURA 2.46: DEPURADOR DE GAS (Tomado de GrabCAD Community, 2013)

2.5.5.1 Dimensionamiento del depurador de gas

A este equipo se lo puede considerar un separador vertical bifásico; por lo que, para dimensionar este equipo, se usa el mismo procedimiento descrito para la bota de gas.

103

2.5.6 KNOCK OUT DRUM (KOD)

Es un recipiente ubicado previamente a la antorcha (tea) y específicamente en el colector de la misma. Está diseñado para eliminar y almacenar los líquidos arrastrados y condensados de los gases de liberación. La velocidad del gas se reduce y por diferencia de presiones en la corriente de gas se atrapa los condensados evitando el arrastre de líquidos a la antorcha. En este sistema se unen los sistemas de descargas de separadores, bota, tanques de crudo y agua (Gómez, 2010).

Hay tres tipos de KOD que pueden ser incorporados a una antorcha; la instalación en depósito horizontal, en vertical, y en vertical con separación centrífuga.

2.5.6.1 Partes de un KOD

El KOD consta de una entrada y una salida de gran tamaño por la parte superior, posee un indicador de nivel de líquidos, detector de gases para el caso de escape de vapores volátiles. El indicador de nivel de líquido debe estar siempre incluido ya que el recipiente deberá permanecer drenado y libre del exceso de líquido.

La figura 2.47 exhibe la configuración de este equipo.

FIGURA 2.47: KOD (Tomado de Gómez, 2010)

104

2.5.6.2 Dimensionamiento de un KOD

A este equipo se lo puede considerar un separador horizontal bifásico; por lo que, para su dimensionamiento, se usa el mismo proceso usado para dimensionar separadores bifásicos.

2.5.7 TEA

También llamado mechero o antorcha. Es un equipo que recibe el gas remanente del sistema de gas y lo quema de manera segura y aceptable para el medio ambiente (Gómez, 2010).

La figura 2.48 expone este equipo.

FIGURA 2.48: TEA (Tomado de Gómez, 2010)

2.5.7.1 Principales componentes de una tea

· Quemador · Tubería de 3 metros (9.84 pies). · Piloto (s) o encendedor (es) de la antorcha. · Fuste. · Sello hidráulico. · Sello dinámico o de velocidad.

105

· Sello molecular o de densidad. · Estructura portante o vientos. · Detectores de llama piloto o principal (Termopares). · Apaga llamas.

2.5.7.2 Parámetros para la selección de una tea

· Se debe cumplir con las leyes medio ambientales y los requisitos de seguridad.

· Se considera el costo inicial y los gastos posteriores de operación y mantenimiento.

· El Flujo volumétrico (composición, presión y temperatura) es crucial para el diseño.

2.5.7.3 Dimensionamiento de una tea

Se toman en cuenta dos consideraciones (Gómez, 2010):

a) La medida del diámetro y la altura del quemador deben permitir circular al caudal de diseño hasta el quemador.

b) El nivel de radiación debe encontrarse en un punto de referencia seleccionado, generalmente en el pie de la tea. En el caso del presente proyecto y del software desarrollado, se toma el nivel de radiación al pie de la tea.

La determinación del diámetro y la altura se basan en la configuración geométrica de la figura 2.49.

106

FIGURA 2.49: CONFIGURACIÓN GEOMÉTRICA DEL DIMENSIONAMIENTO DE LA TEA (Tomado de Gómez, 2010)

2.5.7.3.1 Pasos para dimensionar una tea

1. Asumir un N° Match de 0.5 y determinar el diámetro correspondiente. El resultado de este valor transformarlo a pulgadas.

5050

2

510233

..

*.

úú

û

ù

êê

ë

é

÷÷ø

öççè

æ

G÷÷ø

öççè

æ÷÷ø

öççè

æ

°=

-

gM

ZT

P

M

MatchND Ec. (2.157)

Donde:

D = diámetro, m.

M = caudal másico de diseño para radiación, kg/h.

P2 = Presión en el quemador (atmosférica), KPa.

T = temperatura del gas de antorcha, K.

Γ= Cp/ Cv, coeficiente isentrópico, adimensional.

2. Determinar la liberación de calor con la siguiente expresión:

qMQ .001163.0= Ec. (2.158)

107

Donde:

Q = liberación del calor, kW.

q = peso calorífico inferior, Kcal/kg.

3. Calcular el valor de la longitud de la llama con la siguiente ecuación:

( ) 44401000006360

.. QL = Ec. (2.159)

Donde:

L = longitud de la llama, m.

4. Generar el valor del N° de Match despejando de la ecuación 2.157.

5. Estimar el valor de la velocidad del sonido con la siguiente expresión:

50

291

.

. ÷÷ø

öççè

æ G=

g

sM

TZU Ec. (2.160)

Donde:

Us = velocidad del sonido, m/s.

6. Determinar la velocidad de salida del quemador (m/s) con la siguiente ecuación:

MatchNUU sj °= Ec. (2.161)

Donde:

Uj = velocidad de salida del quemador, m/s.

7. Calcular la distorsión de la llama producida por el viento con la siguiente ecuación:

108

jU

Uµ Ec. (2.162)

Donde:

U∞ = velocidad del viento (medido a 10 m de altura), m/s.

8. Generar el valor del componente vertical y horizontal de la llama de la siguiente forma:

LL

y

U

U

L

y

j

Då=÷

÷ø

öççè

æ+=

Då-

µ

7050

20196990

.

. Ec. (2.163)

Si U∞/ Uj < 0.5:

LL

x

U

U

L

x

j

Då==

Då µ13 Ec. (2.164)

Si U∞/ Uj > 0.5:

LL

x

U

U

L

x

j

Då=+÷

÷ø

öççè

æ=

Då µ 653602016710 .ln. Ec. (2.165)

Donde:

ΣΔx/L = componente horizontal de la llama, m.

ΣΔy/L = componente vertical de la llama, m.

9. Generar el valor de la distancia horizontal del centro geométrico de la llama al punto de referencia (R´). La distancia del eje de antorcha al punto de referencia (R) es cero porque este punto de referencia se encuentra en la base de la tea.

2

xRR

Då+=´ Ec. (2.166)

10. Calcular la mínima distancia del centro de la llama al punto de referencia con la siguiente expresión:

109

50

4

.

÷ø

öçè

æ=Kπ

τQFD Ec. (2.167)

Donde:

D = distancia del centro de la llama al punto de referencia, m.

F = emisividad, adimensional.

τ = transmisividad del medio, adimensional.

K = radiación admisible al nivel del suelo, kW/m2.

11. Estimar la distancia vertical del centro de la llama al punto de referencia.

( ) 5022 .´´ RDH -= Ec. (2.168)

Donde:

H´= distancia vertical del centro de la llama al punto de referencia, m.

12. Determinar la altura de la tea con la siguiente ecuación y luego transformarla a pies.

2

yHH

Då-= ´ Ec. (2.169)

Donde:

H = altura de la tea, m.

La altura de la tea esta en metros. Se debe convertir a pies.

13. Repetir el proceso aumentando 6 pulgadas al primer diámetro encontrado con el N° Match igual a 0.5. Escoger el diámetro que sea adecuado y una altura mayor a 11.5 pies (Álvarez, 2016).

110

2.5.8 TANQUES

Son estructuras metálicas con forma de recipiente cilíndrico que sirven para almacenar grandes volúmenes de fluido y para la sedimentación de elementos aún presentes. Brindan flexibilidad operativa en la medición y despacho de productos (Fernández y Gaibor, 2009).

La figura 2.50 presenta un tanque.

FIGURA 2.50: TANQUE DE ALMACENAMIENTO (Tomado de Fernández y Gaibor, 2009)

2.5.8.1 Partes y estructuras auxiliares de un tanque

· BASE

Es el soporte del tanque. Está constituido por un anillo cimentado y arena en su interior.

· CUBETO

Es el cerramiento, cuadrada o rectangular, donde se encuentra el tanque.

111

· TECHO

Sirve para que el fluido no se encuentre en contacto con agentes ambientales como lluvia, luz del sol, etc. Pueden ser del tipo flotante o fijo.

· CUERPO

Son los anillos circulares que conforman las paredes en forma cilíndrica del tanque.

· FONDO

Es el piso del tanque conformado por planchas de acero.

· VÁLVULA DE PRESIÓN Y VACÍO

Es una válvula de control que permite el ingreso de aire o la salida del mismo. La primera consideración se presenta cuando el tanque está expulsando el fluido y la segunda cuando el fluido está ingresando al tanque.

· ARRESTA LLAMA

Cuando ocurre un incendio en el exterior del tanque, el arresta llama detiene la propagación de la llama, evitando una explosión en el interior del tanque.

· SISTEMA A TIERRA

Son una serie de cables conectados a una celda de varillas de cobre. Sirven para evitar que las cargas eléctricas se acerquen al tanque.

· MEDIDOR DE NIVEL

Mide y controla el nivel de fluido en el tanque. Brinda una alarma de alto nivel evitando que el fluido se derrame y por bajo nivel evitando que el tanque se quede sin fluido.

112

2.5.8.2 Tanques de acuerdo al sistema de tratamiento

Los tanques se disponen de acuerdo al sistema de tratamiento que se lleva a cabo. Cabe mencionar que en los tanques de almacenamiento de crudo, agua, contingencia y recipientes de desnatado se utiliza el gas blanketing como un gas de cobertura.

2.5.8.2.1 Sistema de tratamiento de petróleo

2.5.8.2.1.1 Tanques de lavado

Son recipientes con una presión cercana a la atmosférica, utilizados para la deshidratación del crudo, dinámicamente. Dentro del tanque existe un colchón de agua de 8 pies que sirve para lavar la emulsión (Mosquera y Rodríguez, 2010).

La separación en los tanques de lavado se da por gravedad; sin embargo, con crudos emulsificados, se hace necesario previos tratamientos de calor y/o la aplicación de químicos desmulsificantes.

2.5.8.2.1.2 Sistema de calentamiento

Su objetivo es calentar el agua proveniente del tanque de lavado, para su posterior recirculación, con el fin de fraccionar la emulsión en dicho tanque. El gas del Scrubber sirve como combustible del sistema (Mosquera y Rodríguez, 2010).

2.5.8.2.1.3 Tanques de surgencia

También llamados de estabilización o reposo. Su función es separar, por acción de la gravedad, en etapas de reposo, el agua remanente y el gas del petróleo (Mosquera y Rodríguez, 2010).

113

2.5.8.2.1.4 Tanques de almacenamiento de crudo

También llamados de oleoducto. Sirven para almacenar grandes volúmenes de petróleo. Son cilíndricos de fondo plano y techo esférico (Mosquera y Rodríguez, 2010).

2.5.8.2.2 Sistema de tratamiento de agua

2.5.8.2.2.1 Tanques de almacenamiento de agua

Sirven para almacenar grandes volúmenes de agua.

2.5.8.3 Factores que afectan la selección de los tanques

· PÉRDIDAS POR FILTRACIÓN

Estas pérdidas son despreciables en los tanques de acero, aunque se pueden presentar debido a la expansión o contracción desigual, hundimientos o dobleces.

· PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN

Estas pérdidas se presentan, generalmente, en crudos ligeros. Dependen de la agitación del crudo, tiempo de almacenamiento, volatilidad del crudo, etc. Son de gran importancia debido a que los componentes ligeros que conformarán la gasolina son los primeros en evaporarse.

· CORROSIÓN

Se debe evitar la corrosión pintando el tanque con pintura asfáltica de cuerpo grueso.

114

2.5.8.4 Dimensionamiento de los tanques

2.5.8.4.1 Pasos para dimensionar un tanque de lavado

1. Determinar el diámetro de la partícula de agua a ser removida (micrones), asumiendo un corte de agua del 1%, con la siguiente expresión:

250200 .% omi μd = Ec. (2.170)

Donde:

dmi% = diámetro de la partícula de agua asumiendo un corte de agua del 1%, micrones.

2. Generar el valor del diámetro de la partícula (micrones) a cualquier corte de agua con la siguiente ecuación:

330.% cmim Wdd = Ec. (2.171)

Donde:

Wc = corte de agua, %.

3. Calcular el valor del diámetro mínimo del tanque (pulgadas) con la siguiente expresión:

50

2881

.

. ÷ø

öçè

æD

=SGdm

μQD oo Ec. (2.172)

Donde:

Qo = caudal del petróleo, BPPD.

ΔSG = diferencia de las gravedades específicas del agua y el petróleo, adimensional.

4. Determinar la capacidad del tanque, tomando el tiempo de retención en un rango de 12 – 24 horas (1440 minutos), con la siguiente ecuación:

115

120

2

.oRQt

hD = Ec. (2.173)

5. Realizar una tabla de capacidad del tanque tomando valores de 6 en 6 pies desde el diámetro mínimo del tanque y calcular la altura (pulgadas) con la ecuación 2.173 y transformar a pies.

6. Escoger un diámetro adecuado y que sea mayor al diámetro mínimo del tanque.

2.5.8.4.2 Análisis del sistema de calentamiento

Se analizará la demanda de calor que necesita el calentador para incrementar la temperatura en el tanque de lavado. El calor requerido se determinar con la siguiente expresión (Mosquera y Rodríguez, 2010):

( )l

cQγcQγtq wwwooo

-

+D=

1

15 Ec. (2.174)

Donde:

q = calor requerido, MMBTU/h.

ΔT = incremento de temperatura, °F.

Qo = tasa del petróleo, BPPD.

Qw = tasa del agua, BAPD.

co =calor específico del petróleo, BTU/lb-°F

cw =calor específico del agua, BTU/lb-°F

l =pérdidas de calor, %.

2.5.8.4.3 Pasos para dimensionar un tanque de surgencia

El diseño de este tipo de tanque sigue la misma secuencia que el usado para tanques de lavado. El tiempo de retención de operación es de 24 horas si se recibe petróleo del tanque de lavado con 1% de agua (Mosquera y Rodríguez, 2010).

116

2.5.8.4.4 Pasos para dimensionar un tanque de almacenamiento

En este tipo de tanque, el fluido debe reposar por 3 – 4 días; razón por la cual, se debe considerar la producción máxima de petróleo y el BSW máximo del 1%. El volumen del fluido se debe multiplicar por los días de reposo (Mosquera y Rodríguez, 2010).

1. Generar el valor del diámetro del tanque con la siguiente ecuación:

50422

..

÷ø

öçè

æ=hπ

VD Ec. (2.175)

Donde:

V = volumen del fluido, bls.

h = altura del tanque, pies.

2. Realizar una tabla de capacidad del tanque, determinar el valor del diámetro, tomando valores de 6 en 6 pies, y calcular la altura con la ecuación 2.175.

3. Escoger el diámetro que sea similar al tanque de lavado y su altura correspondiente y que se encuentre a disposición en el mercado.

2.5.9 BOMBAS

2.5.9.1 Tipos de bombas encontradas en una EPF

· BOMBAS RECÍPROCAS

Sirven para manejar fluidos como aceites hidráulicos en sistemas de fluidos de potencia, productos químicos. Estas bombas también se utilizan para fines de medición (Oña, 2011).

· BOMBAS CENTRÍFUGAS

Agregan energía al fluido debido a la aceleración producida por la rotación de un impulsor (Mott, 2006).

117

· BOMBA DE INYECCIÓN DE QUÍMICOS

Son bombas de desplazamiento positivo que sirven para transportar el químico a su lugar de destino con una potencia de ¼ HP (caballos de potencia). Éstas bombas se ubican en cuatro áreas: separadores de producción, múltiple de producción, sistema de power oil, tanque de lavado (Álvarez, 2016).

a) En los separadores de producción inyectan antiespumante, demulsficante y anti parafínico.

b) En los múltiples de producción inyectan dispersante de sólidos, antiespumante, dispersante de parafina y demulsificante.

c) En el sistema power oil inyectan anti parafínico y anti escala. d) En el tanque de lavado inyectan anticorrosivo y anti escala.

· BOMBAS BOOSTER

Son un conjunto de bombas en serie o paralelo, de tipo centrífugas o reciprocantes, que elevan la presión del crudo presente en los tanques de almacenamiento para suministrar mínima presión al cabezal de succión de las bombas de transferencia (Mosquera y Rodríguez, 2010).

· BOMBAS DE TRANSFERENCIA

Son bombas tipo horizontales de desplazamiento positivo de media o alta presión que transfieren el crudo hacia la estación central (Oña, 2011).

· BOMBAS MULTIETAPAS

Son bombas que reciben fluido presurizado de las bombas booster y lo conducen a una bomba jet o pistón ubicada en el fondo del pozo (Mosquera y Rodríguez, 2010).

2.5.9.2 Consideraciones para la selección de una bomba

Cuando se selecciona una bomba, para una aplicación en particular, se debe considerar (Mott, 2006):

118

· La naturaleza del líquido que se va a bombear. · La capacidad requerida (velocidad de flujo de volumen).

· Las condiciones en el lado de la succión (entrada) de la bomba.

· La cabeza total de la bomba (el término hA de la ecuación de la energía).

· El tipo de sistema al que la bomba está entregando el fluido. · El tipo de fuente de alimentación (motor eléctrico, motor a diésel, turbina de

vapor, entre otros).

· Condiciones ambientales.

· Costos de la bomba, instalación y operación.

· Códigos y estándares que rigen a las bombas.

119

CAPÍTULO 3

DESARROLLO DE LOS ALGORITMOS A SER USADOS EN EL SOFTWARE

En el presente capítulo se detallarán los dimensionamientos de cada uno de los equipos considerados. También se realizará el monitoreo y control de los principales parámetros a lo largo de la EPF. Para la consecución de estos objetivos se utilizarán los siguientes programas desarrollados:

· Programa de Dimensionamiento de Equipos de una EPF.

· Programa de Monitoreo y Control de una EPF.

El manual de uso de cada uno de los programas se especifica en el Capítulo 4.

3.1 DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS CONSIDERADOS EN LA EPF

Los caudales y propiedades de los fluidos, que servirán para dimensionar los equipos en la EPF, provienen de un campo “X” que presenta un arreglo de 5 pozos.

La tabla 3.1 expone los datos de los caudales por pozo.

TABLA 3.1: CAUDALES DE LOS FLUIDOS DE UN ARREGLO DE 5 POZOS (Álvarez, com. pers.)

POZO 1

CAUDAL DEL PETRÓLEO (BPPD)

CAUDAL DEL GAS (MMPCSD)

CAUDAL DEL AGUA (BAPD)

542 0.13 651 POZO 2




600 0.19 720 POZO 3




489 0.17 588

120


POZO 4 CAUDAL DEL PETRÓLEO

(BPPD) CAUDAL DEL GAS

(MMPCSD) CAUDAL DEL AGUA

(BAPD) 624 0.24 749

POZO 5 CAUDAL DEL PETRÓLEO

(BPPD) CAUDAL DEL GAS

(MMPCSD) CAUDAL DEL AGUA

(BAPD) 605 0.21 726

En la tabla 3.2 se definen las propiedades de los fluidos. El valor de la gravedad específica del petróleo es un dato que el programa determina.

TABLA 3.2: PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PARA DIMENSIONAR LOS EQUIPOS DE LA EPF (Álvarez, com. pers.)

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DATOS UNIDADES Gravedad del Petróleo 25.82 °API

Gravedad específica del Petróleo 0.8994 adimensional Gravedad específica del Gas 0.6183 adimensional

Salinidad 25000 ppm Gravedad específica del Agua 1.0173 adimensional

Factor de Compresibilidad del Gas 0.9858 adimensional Viscosidad del Petróleo 10.81 cp

Viscosidad del Gas 0.01208 cp Viscosidad del Agua 0.577 cp

Con estos datos se comienza el dimensionamiento de los equipos.

3.1.1 SEPARADOR DE PRUEBA

El caudal proveniente de cada uno de los 5 pozos pasará por el separador de prueba, por lo que, para su dimensionamiento, se emplea el mayor caudal de líquido y gas de los pozos. El uso de este caudal engloba al resto de caudales y permite obtener el correcto valor para dimensionar.

121

Al observar la tabla 3.1, se puede advertir que el pozo con mayor caudal de líquido y gas es el número 4: 1373 BLPD y 0.24 MMPCSD. Estos serían los caudales con los que se dimensionaría el separador, pero como se espera una mayor producción futura, se multiplica al caudal de líquido por un factor de valor 1.3 (Álvarez, 2016).

Los datos de entrada para el separador de prueba se especifican en la tabla 3.3.

TABLA 3.3: DATOS PARA DIMENSIONAR EL SEPARADOR DE PRUEBA (Álvarez, com. pers.)

PROPIEDADES DATOS UNIDADES Presión 30 psi

Temperatura 118 °F QL 1785 BLPD Qg 0.24 MMPCSD dm 120 micrones trL 7 min ρg 0.0732 lb/pc ρo 56.125 lb/pc

Los valores de densidad de gas y petróleo son datos que el programa genera.

Estos datos se ingresan al programa y se obtienen los resultados detallados en la tabla 3.4.

TABLA 3.4: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBA

SEPARADOR DE PRUEBA

VALORES CONSTANTES Nre Vt Cd K

5.95 1.39 5.59 0.0085 CAPACIDAD DEL GAS

16.3795 d (pulg) Leff (pie) Ls/s (pie) R

12 1.36 2.36 2.36 CAPACIDAD DEL PETRÓLEO

17850 d (pulg) Leff (pie) Ls/s (pie) R

42 10.119 13.492 3.85

122


SEPARADOR DE PRUEBA

DIÁMETROS DE LAS BOQUILLAS

Boquilla de Entrada

Boquilla de Salida del Gas

Boquilla de Salida del Petróleo

pie pulg pie pulg pie pulg 0.21 2.52 0.066 0.79 0.27 3.26

De acuerdo a la tabla 3.4, la capacidad del petróleo es mayor que la capacidad del gas, es así que el separador de prueba tendrá las siguientes dimensiones: d = 42 pulg, Leff = 10 pies y Ls/s = 14 pies. Estas dimensiones son válidas porque cumplen la relación longitud – diámetro.

Además se pueden observar, en la tabla 3.4, los valores de los diámetros de las boquillas de entrada y salida.

3.1.2 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

Para dimensionar este equipo se debe emplear el caudal total de petróleo, gas y agua de los pozos. Considerando la tabla 3.1, los caudales a usar son: 2860 BPPD, 0.94 MMPCSD y 3434 BAPD. Debido a que se espera una mayor producción futura, se multiplican los caudales de agua y petróleo por un factor de valor 1.3.

Los datos de entrada para el separador de producción se detallan en la tabla 3.5.

TABLA 3.5: DATOS PARA DIMENSIONAR EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN (Álvarez, com. pers.)

PROPIEDADES DATOS UNIDADES

Presión 28 psi Temperatura 118 °F

Qo 3718 BPPD Qg 0.94 MMPCSD Qw 4464 BAPD dm 120 micrones

tro, trw 8 8 min ρg 0.082 lb/pc ρo 56.125 lb/pc

123



TABLA 3.6: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

SEPARADOR DE

PRODUCCIÓN


5.613 1.404 5.88 0.0084 CAPACIDAD DEL GAS


18 3.78 5.28 3.52 CAPACIDAD DEL PETRÓLEO


78 15.27 21.77 3.35 DIÁMETROS DE LAS BOQUILLAS

Boquilla de Entrada

Boquilla de Salida del

Gas


pie Pulg pie pulg pie pulg 0.435 5.23 0.133 1.6 0.58 6.98

De acuerdo a la tabla 3.6, la capacidad del petróleo es mayor que la capacidad del gas, es así que el separador de producción tendrá las siguientes dimensiones: d = 78 pulg, Leff = 15 pies y Ls/s = 22 pies. Estas dimensiones son válidas porque cumplen la relación longitud – diámetro.

Además se pueden observar, en la tabla 3.6, los valores de los diámetros de las boquillas de entrada y salida.

3.1.3 BOTA DE GAS

Para dimensionar este equipo se debe emplear el caudal total de petróleo y un porcentaje mínimo (5%) del caudal total de gas. Considerando la tabla 3.1, los caudales a usar son: 2860 BPPD y 0.047 MMPCSD. Debido a que se espera una mayor producción futura, se multiplica al caudal de petróleo por 1.3.

124

Los datos de entrada para la bota de gas se muestran en la tabla 3.7.

TABLA 3.7: DATOS PARA DIMENSIONAR LA BOTA DE GAS (Álvarez, com.

pers.)


Temperatura 118 °F Qo 3718 BPPD Qg 0.047 MMPCSD dm 120 micrones trL 7 min ρg 0.064 lb/pc ρo 56.125 lb/pc



TABLA 3.8: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DE LA BOTA DE GAS

BOTA DE GAS


4.56 1.45 7 0.0082 CAPACIDAD DEL PETRÓLEO

216883.33 d (pulg) h (pie) Hs/s (pie) R

48 7.84 15.17 3.79

La bota de gas tendrá las siguientes dimensiones: d = 48 pulg, h = 8 pies y Hs/s = 15 pies. Estas dimensiones son válidas porque cumplen la relación longitud – diámetro.

125

3.1.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO

Para el dimensionamiento de este equipo se colocará un caudal de petróleo de 500 BPD (Álvarez, 2016).

Con esta consideración, se ingresa el dato al programa y se tienen los resultados del dimensionamiento en la tabla 3.9.

TABLA 3.9: RESULTADOS DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO DE 500 BPD

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE

PETRÓLEO

VOLUMEN DEL TANQUE (BLS) 1750

D (pie) H (pie) 36 9.64

El volumen del tanque es determinado por el programa, tomando en cuenta que la residencia del petróleo en el tanque será de 3.5 días.

Como el volumen total de petróleo, ya multiplicado por el factor de producción futura, es 3718 BPPD, se deben colocar 6 tanques de 500 BPD y un tanque de 718 BPD.

Con este nuevo caudal de petróleo, se ingresa el dato al programa y se obtiene el resultado de este dimensionamiento en la tabla 3.10.

TABLA 3.10: RESULTADOS DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO DE 718 BPD

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE

PETRÓLEO


D (pie) H (pie) 36 13.85

126

Se concluye que existirán 6 tanques de 500 BPD con las siguientes dimensiones: D = 36 pies y H = 10 pies. Y un tanque de 718 BPD con las siguientes dimensiones: D = 36 pies y H = 14 pies.

3.1.6 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA

Para el dimensionamiento de este equipo se colocará un caudal de agua de 1500 BPD (Álvarez, 2016).

Con esta consideración, se ingresa el dato al programa y se tienen los resultados del dimensionamiento en la tabla 3.11.

TABLA 3.11: RESULTADOS DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DEL AGUA DE 1500 BPD

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA


D (pie) H (pie) 36 8.26

El volumen del tanque es determinado por el programa, tomando en cuenta que la residencia del agua en el tanque será de 1 día.

Como el volumen total de agua, ya multiplicado por el factor de producción futura, es 4464 BPPD, se deben colocar 2 tanques de 1500 BPD y un tanque de 1464 BPD.

Con este nuevo caudal de agua, se ingresa el dato al programa y se obtiene el resultado de este dimensionamiento en la tabla 3.12.

TABLA 3.12: RESULTADOS DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DEL AGUA DE 1464 BPD

TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA


D (pie) H (pie) 36 8.068

127

Se concluye que existirán 3 tanques con las siguientes dimensiones: D = 36 pies y H = 8 pies.

3.1.7 DEPURADOR DE GAS

Para dimensionar este equipo se debe emplear el caudal total de gas y 5 barriles de petróleo de condesando (Álvarez, 2016). Considerando la tabla 3.1, los caudales a usar son: 5 BPPD y 0.94 MMPCSD.

Los datos de entrada para el depurador de gas se exhiben en la tabla 3.13.

TABLA 3.13: DATOS PARA DIMENSIONAR EL DEPURADOR DE GAS (Álvarez, com. pers.)





TABLA 3.14: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL DEPURADOR

DEPURADOR DE GAS


4.37 1.46 7.25 0.00814 CAPACIDAD DEL PETRÓLEO

291.67 d (pulg) h (pie) Hs/s (pie) R

36 0.018 6.35 2.11

128

Las dimensiones determinadas por el programa no cumplen con la relación longitud – diámetro, pero se escoge el valor del diámetro que debe ser mayor o igual al diámetro base. Como el diámetro base es: 32.3572 pulg, los datos escogidos son válidos. Es así que el depurador de gas tendrá las siguientes dimensiones: d = 36 pulg, h = 0.02 pies y Hs/s = 7 pies.

3.1.8 KOD

Para dimensionar este equipo se debe emplear el caudal total de gas y 5 barriles de petróleo de condesando (Álvarez, 2016). Considerando la tabla 3.1, los caudales a usar son: 5 BPPD y 0.94 MMPCSD.

Los datos de entrada para el KOD se muestran en la tabla 3.15.

TABLA 3.15: DATOS PARA DIMENSIONAR EL KOD (Álvarez, com. pers.)





129

TABLA 3.16: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DEL KOD

KOD

Nre Vt Cd K 4.86 1.703 6.635 0.0076

CAPACIDAD DEL GAS 85.505

d (pulg) Leff (pie) Ls/s (pie) R 24 3.56 5.56 2.78

CAPACIDAD DEL PETRÓLEO 50

d (pulg) Leff (pie) Ls/s (pie) R 18 0.15 0.2 0.13

DIÁMETROS DE LAS BOQUILLAS

Boquilla de Entrada

Boquilla de Salida del Gas


pie pulg Pie pulg pie pulg 0.479 5.758 0.144 1.7349 0.014 0.172

Las dimensiones determinadas por el programa no cumplen con la relación longitud – diámetro, pero se escoge el valor del diámetro que debe ser mayor o igual al diámetro base. Como el diámetro base es 16.016 pulg, los datos escogidos son válidos. Es así que el KOD tendrá estas dimensiones: d = 24 pulg, Leff = 4 pies y Ls/s = 6 pies, en relación con la capacidad del gas que es la que predomina.

3.1.9 TEA DE GAS DE ALTA PRESIÓN

El caudal total de gas sirve para dimensionar la Tea de Gas de Alta (Álvarez, 2016). Los datos de entrada para dimensionar este equipo se demuestran en la tabla 3.17.

TABLA 3.17: DATOS PARA DIMENSIONAR LA TEA DE GAS DE ALTA (Álvarez, com. pers.)

PROPIEDADES DEL GAS DE TEA DATOS UNIDADES Peso Molecular del Gas 8124.79 g/mol Poder Calórico Inferior 11327.58 Kcal/Kg Temperatura del Gas de Tea 320.93 K Presión de Alimentación del Gas de Tea 82.7 KPa Densidad a Condiciones Normales 0.6897 Kg/m3

130


Caudal Másico para Diseño de Radiación 1568.22 Kg/h Viscosidad dinámica 0.01208 cp Coeficiente Isentrópico 1.5 adimensional Factor de Compresibilidad del Gas 0.9858 adimensional Presión en el Quemador (Atmosférica) 101.4 KPa Velocidad del Viento (medido a 10m de altura) 10 m/s Radiación Admisible a Nivel del Suelo 6 KW/m2

Emisividad y Transmisividad del medio 0.69 1 adimensional


TABLA 3.18: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DE LA TEA DE GAS DE ALTA

TEA

VALORES CONSTANTES Q (kW) L Llama (m) Us (m/s) D (m)

20659.691 11.255 22.04 13.75 DIMENSIONES

d (pulg) H (pie) d (m) H (m) 18 12.41 0.4752 3.78

La tea de gas de alta tendrá las siguientes dimensiones: d = 18 pulg y H = 13 pies.

3.1.10 TEA DE GAS DE BAJA PRESIÓN

Con el mayor caudal de gas que entra en el separador de prueba se dimensiona este equipo. Los datos de entrada para dimensionarlo son los mismos que para la tea de gas de alta, los únicos datos que varían son el Caudal másico para diseño de radiación y Emisividad, cuyos nuevos valores son 495.72 kg/h y 0.77, respectivamente (Álvarez, 2016).

Estos datos se ingresan al programa y se obtienen los resultados especificados en la tabla 3.19.

131

TABLA 3.19: RESULTADOS DEL DIMENSIONAMIENTO DE LA TEA DE GAS DE BAJA

TEA

VALORES CONSTANTES Q (kW) L Llama (m) Us (m/s) D (m)

6530.6031 6.7498 22.0411 8.16 DIMENSIONES

d (pulg) H (pie) d (m) H (m) 6 11.74 0.1584 3.58

La tea de gas de baja tendrá las siguientes dimensiones: d = 6 pulg y H = 12 pies.

Estas son las dimensiones generadas para los equipos. Con estos resultados se procede al control y monitoreo de los principales parámetros de la EPF.

3.2 MONITOREO Y CONTROL DE LOS PRINCIPALES PARÁMETROS DE LA EPF

Con los datos de caudales de la tabla 3.1, los datos de las propiedades de los fluidos de la tabla 3.20 y los datos de presiones por equipo, BSW y dimensiones de la tabla 3.21, se procede a realizar el monitoreo y control de los parámetros de presión y caudal en los equipos de la EPF por línea de flujo.

TABLA 3.20: PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PARA EL MONITOREO Y CONTROL DE LA EPF (Álvarez, com. pers.)

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DATOS UNIDADES Gravedad del Petróleo 25.82 °API

Gravedad específica del Petróleo 0.8994 adimensional Gravedad específica del Gas 0.6183 adimensional

Salinidad 25000 ppm Gravedad específica del Agua 1.0173 adimensional

Factor de Compresibilidad del Gas 0.9858 adimensional Factor Volumétrico del Petróleo 1.047 bl/BF

Factor Volumétrico del Gas 0.1617 pc/PCS Factor Volumétrico del Agua 1.013 bl/BF

Viscosidad del Petróleo 10.81 cp Viscosidad del Gas 0.01208 cp

132


Viscosidad del Agua 0.577 cp Tensión Interfacial del Petróleo 24.98 dinas/cm

Tensión Interfacial del Agua 64.71 dinas/cm Razón Gas en Solución - Petróleo 15.79 PCS/BF

Razón Gas en Solución - Agua 3.316 PCS/BF

TABLA 3.21: DATOS DE PRESIONES POR EQUIPO, BSW Y DIMENSIONES (Álvarez, com. pers.)

PRESIÓN

(psia) DIMENSIONES

BSW (%)

EQUIPOS Seteada Ls/s pie

Hs/s pie

H pie

d pulg

D pie

Entrada Salida

Separador de

Prueba

30 14 42 54.56 54.56

Separador de Producción

28 22 78 54.56 0.8

Bota de Gas

22 15 8 48 0.8 0.06

Depurador de

Gas

21 7 0.02 36

KOD

20 6 24

Tanque de Almacenamiento

del Petróleo 16 10 36


del Agua 15 8 36

Tea

14.7 12.4 18

133

3.2.1 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

3.2.1.1 Monitoreo y control del caudal

El BSW se define como el contenido de agua y sedimentos que se encuentran asociados al crudo. Se expresa como porcentaje en volumen sobre el crudo. Para determinar su valor se toman muestras del líquido proveniente de los pozos y se analizan en laboratorio (Pineda, 2009).

El valor del BSW sirve para monitorear el caudal neto de petróleo y debe ser muy bajo para evitar problemas en los equipos, obstaculización de las tuberías, corrosión y daño de bombas, entre otras complicaciones. El petróleo no debe contener un BSW mayor al 0.5% después de haber transcurrido el proceso de separación de las fases en los equipos de la EPF.

Con los datos de BSW de la tabla 3.21 se procede a monitorear y controlar el caudal de entrada y salida, por equipo, de la línea de petróleo. El programa realiza los cálculos del caudal de entrada y salida del petróleo teniendo en cuenta los siguientes argumentos (Álvarez, 2016):

· Como la producción que se estima será mayor a la actual, se multiplica por un factor de valor 1.3 al caudal total de petróleo.

· El separador de prueba es un equipo que sirve para medir los caudales provenientes de cada uno de los pozos. Para monitorear y controlar el caudal que ingresa en este equipo, se toma el mayor de los caudales de petróleo de los pozos.

· Al separador de producción ingresa el caudal total de petróleo originario de los pozos.

· En el depurador de gas y KOD se estima que existirán 5 barriles de petróleo provenientes del condensado del gas.

· El caudal de entrada y salida en el tanque de almacenamiento es el mismo y su valor es el total del caudal de petróleo proveniente de los pozos.

La tabla 3.22 expone los resultados que genera el programa:

134

TABLA 3.22: RESULTADOS DE LOS CAUDALES DE ENTRADA Y SALIDA EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

CAUDAL DE ENTRADA

CAUDAL DE SALIDA

EQUIPOS

Qo (BPPD)

Qo (BPPD)

Separador de Prueba 811 811 Separador de Producción 3718 3718

Bota de Gas 3718 3718 Depurador de Gas 5 5

KOD 5 5 Tanque de Almacenamiento del Petróleo 3718 3718

Tanque de Almacenamiento del Agua 2.2308 2.2308

Los caudales de salida del petróleo en los equipos del Depurador de gas, KOD y del Tanque de agua se dirigen a un equipo denominado SLOP OIL. Este equipo tiene por objetivo recibir estos caudales para llevarlos nuevamente al múltiple para aprovechar al máximo la producción de crudo de los pozos (Álvarez, 2016).

3.2.1.2 Monitoreo y control de la presión

3.2.1.2.1 Caída de presión por flujo multifásico en la tubería

Las pérdidas de presión por flujo multifásico en la tubería se determinan utilizando el Método de Beggs y Brill. Para realizar los cálculos se necesitan los datos de producción y de la tubería (Brill y Mukherjee, 1999).

La tabla 3.23 muestra estos datos.

135

TABLA 3.23: DATOS PARA DETERMINAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO (Álvarez, com. pers.)

EQUIPOS – TRAYECTORIA

PRESIÓN (psia)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA (pulg)

LONGITUD DE LA

TUBERÍA (pie)

Qo

(BPPD) Qw

(BAPD)

Separador de

Prueba - Separador de Producción

30.5218

4 60 811 974

Separador de Producción - Bota de Gas

28.9691 6 60 3718

35.712

Bota de Gas –


Petróleo

24.9819 6 70 3718 0.0214

Además de estos datos, se conoce que el valor de la temperatura a lo largo de la trayectoria en la EPF es de 118 °F.

Con todos estos datos, el programa genera los resultados presentes en la tabla 3.24.

TABLA 3.24: RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

EQUIPOS – TRAYECTORIA ΔP/ΔH

(psia/pie) ΔP

(psia) Separador de Prueba – Separador de

Producción 0.0093 0.5633

Separador de Producción – Bota de Gas 0.00092 0.05508 Bota de Gas – Tanque de Almacenamiento

de Petróleo 0.00084 0.0588

136

3.2.1.2.2 Caída de presión por accesorios

La tabla 3.25 expone los datos necesarios para determinar la caída de presión ocasionada por la cantidad de accesorios y la entrada/salida de equipos en la línea del petróleo.

Además de estos datos, se conoce que el valor del ángulo del cono en la expansión gradual de la tubería, en la trayectoria desde el separador de prueba al separador de producción, es de 30° (Álvarez, 2016). A través de este dato, el programa genera el valor de K - coeficiente de resistencia - teniendo en cuenta la relación de los diámetros para reconocer si existe una contracción o expansión gradual (Mott, 2006).

Con estos datos, el programa genera los resultados detallados en la tabla 3.26.

13

7

TA

BL

A 3

.25

: A

CC

ES

OR

IOS

PO

R E

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LA

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1

2

137

138

TABLA 3.26: RESULTADOS DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR ACCESORIOS EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

EQUIPOS – TRAYECTORIA Vm

(pie/s) Nre ft

hL

(pie) hL

(psia) Separador de Prueba –

Separador de Producción 12.159 67526.1 0.0255 92.43 0.8679

Separador de Producción – Bota de Gas

1.044 3897.27 0.0422 1.091 0.001

Bota de Gas – Tanque de Almacenamiento de

Petróleo 1.006 3717.45 0.0428 0.87 0.00073

El programa determina el valor del factor de ft a través del número de Reynolds. Para el valor de hL, que inicialmente está en pies, el programa lo transforma a psia multiplicando su valor por ΔP/ΔH de la tabla 3.24.

Las pérdidas totales de presión se consiguen sumando las pérdidas por flujo multifásico y las pérdidas ocasionadas por accesorios.

La tabla 3.27 enseña estos resultados para la línea del petróleo.

TABLA 3.27: PÉRDIDAS TOTALES EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

EQUIPOS – TRAYECTORIA ΔP TOTAL


Producción 1.4313

Separador de Producción – Bota de Gas 0.05608 Bota de Gas – Tanque de Almacenamiento

de Petróleo 0.05961

3.2.1.2.3 Presión de entrada y salida por equipo

Para determinar la presión de salida de los equipos se usa la siguiente ecuación (Mott, 2006):

ghρPh = Ec. (3.1)

139

Donde:

Ph = presión hidrostática en un punto, psia.

Para determinar la presión hidrostática, se toman en cuenta las siguientes consideraciones (Álvarez, 2016):

· La altura de petróleo, en el KOD, separador de prueba y de producción, será el 40% de sus respectivos diámetros calculados en su dimensionamiento.

· La altura de petróleo, en la bota de gas, depurador de gas y tanque de almacenamiento de petróleo, será la altura calculada en su dimensionamiento.

Al valor de la presión hidrostática se debe sumar la presión seteada del equipo (tabla 3.21), para obtener la presión de salida por línea de flujo.

Los valores de presiones de salida, por equipo, en la línea del petróleo se detallan en la tabla 3.28.

TABLA 3.28: RESULTADOS DE LA PRESIÓN DE SALIDA EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

EQUIPOS Presión

Hidrostática (psia)

Presión de Salida del Petróleo

(psia)

Separador de Prueba 0.5218 30.5218 Separador de Producción 0.9691 28.9691

Bota de Gas 2.9819 24.9819 Depurador de Gas 0.0074 21.0074

KOD 0.2981 20.2981 Tanque de Almacenamiento del

Petróleo 3.7274 19.7274

Con estos datos se procede a verificar si el fluido puede ingresar en los equipos, en la línea del petróleo, con la presión considerada o si necesita una bomba que

140

aumente la presión para solucionar este problema. La presión de entrada resulta de la resta de la presión de salida menos la pérdida de presión total, por equipo.

La tabla 3.29 presenta los resultados generados por el programa.

TABLA 3.29: VERIFICACIÓN DE INGRESO A LOS EQUIPOS CON LA PRESIÓN CONSIDERADA EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO


PRESIÓN DE

ENTRADA (psia)

PRESIÓN A

VENCER (psia)

VERIFICACIÓN

Separador de Prueba – Separador de Producción

29.0905 28 INGRESA


28.913 25.6963 INGRESA

Bota de Gas – Tanque de Almacenamiento de Petróleo

24.9223 19.7274 INGRESA

Como la presión de entrada es mayor, en todos los casos, a la presión a vencer, el ingreso a los equipos está asegurado y el fluido puede circular sin ninguna restricción particular a lo largo de la línea del petróleo.

3.2.2 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL AGUA


Con los datos de BSW de la tabla 3.21 se procede a monitorear y controlar el caudal de entrada y salida, por equipo, de la línea del agua. El programa realiza los cálculos del caudal de entrada y salida del agua teniendo en cuenta los siguientes argumentos (Álvarez, 2016):

· Como la producción que se estima será mayor a la actual, se multiplica por un factor de valor 1.3 al caudal total del agua.

141

· El separador de prueba es un equipo que sirve para medir los caudales provenientes de cada uno de los pozos. Para monitorear y controlar el caudal que ingresa en este equipo, se toma el mayor de los caudales de agua de los pozos.

· Al separador de producción ingresa el caudal total de agua originario de los pozos.

· El caudal de entrada y salida en el tanque de almacenamiento es el mismo y su valor es el total del caudal de agua proveniente de los pozos.

La tabla 3.30 expone los resultados que genera el programa:

TABLA 3.30: RESULTADOS DE LOS CAUDALES DE ENTRADA Y SALIDA EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL AGUA

CAUDAL DE ENTRADA

CAUDAL DE SALIDA

EQUIPOS

Qw (BAPD)

Qw (BAPD)

Separador de Prueba 974 974 Separador de Producción 4464 35.712

Bota de Gas 35.712 0.02142 Tanque de Almacenamiento del

Petróleo 0.02143 0.02143

Tanque de Almacenamiento del Agua

4464 4464



Las pérdidas de presión por flujo multifásico en la tubería se determinan utilizando el Método de Beggs y Brill. Para realizar los cálculos se necesitan los datos de producción y de la tubería.

La tabla 3.31 muestra estos datos.

142

TABLA 3.31: DATOS PARA DETERMINAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL AGUA (Álvarez, com.

pers.)


PRESIÓN (psia)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA (pulg)

LONGITUD DE LA

TUBERÍA (pie)

Qo

(BPPD) Qw

(BAPD)

Separador de

Prueba - Separador de Producción

30.5218

4 60 811 974

Separador de Producción –


del Agua

29.3121 6 70 2.2308

4464


Con todos estos datos, el programa genera los resultados presentes en la tabla 3.32.

TABLA 3.32: RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL AGUA


(psia/pie) ΔP


Producción 0.0093 0.5633

Separador de Producción – Tanque de Almacenamiento de Petróleo

0.00259 0.1819

143


La tabla 3.33 expone los datos necesarios para determinar la caída de presión ocasionada por la cantidad de accesorios y la entrada/salida de equipos en la línea del agua.

Además de estos datos, se conoce que el valor del ángulo del cono en la expansión gradual de la tubería, en la trayectoria desde el separador de prueba al separador de producción, es de 30°. A través de este dato, el programa genera el valor de K - coeficiente de resistencia - teniendo en cuenta la relación de los diámetros para reconocer si existe una contracción o expansión gradual.


14

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144

145

TABLA 3.34: RESULTADOS DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR ACCESORIOS EN LA LÍNEA DEL AGUA


(pie/s) Nre ft

hL

(pie) hL

(psia) Separador de Prueba –

Separador de Producción 12.159 67526.1 0.025 92.43 0.86797

Separador de Producción – Tanque de

Almacenamiento de Agua 6.6799 502092 0.0211 19.7 0.051



La tabla 3.35 presenta estos resultados en la línea del agua.

TABLA 3.35: PÉRDIDAS TOTALES EN LA LÍNEA DEL AGUA



Producción 1.4313

Separador de Producción – Tanque de Almacenamiento de Agua

0.2331


Para determinar la presión hidrostática, se toman en cuenta las siguientes consideraciones (Álvarez, 2016):

· La presión hidrostática del agua, en el separador de producción, se determina con la siguiente ecuación (Mott, 2006):

146

woh ghρghρP += Ec. (3.2) Donde:

ho = altura del petróleo, pulg.

hw = altura del agua, pulg.

· La altura de agua, en el separador de producción, será el 25% de su diámetro calculado en su dimensionamiento.

· La altura de petróleo, en el separador de producción, será el 25% de su diámetro calculado en su dimensionamiento.

· La altura de agua, en el tanque de almacenamiento de agua, será la altura calculada en su dimensionamiento.

Al valor de la presión hidrostática se debe sumar la presión seteada del equipo (tabla 3.21), para obtener la presión de salida por línea de flujo.

Los valores de presiones de salida, por equipo, en la línea del agua, se muestran en la tabla 3.36

TABLA 3.36: RESULTADOS DE LA PRESIÓN DE SALIDA EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL AGUA

EQUIPOS Presión

Hidrostática (psia)

Presión de Salida del Agua

(psia)


Tanque de Almacenamiento de Agua

3.4776 18.4776

Con estos datos se procede a verificar si el fluido puede ingresar en los equipos, en la línea del agua, con la presión considerada o si necesita una bomba que aumente la presión para solucionar este problema. La presión de entrada resulta de la resta de la presión de salida menos la pérdida de presión total, por equipo.

147


TABLA 3.37: VERIFICACIÓN DE INGRESO A LOS EQUIPOS CON LA PRESIÓN CONSIDERADA EN LA LÍNEA DEL AGUA


PRESIÓN DE

ENTRADA (psia)

PRESIÓN A

VENCER (psia)

VERIFICACIÓN

Separador de Prueba – Separador de Producción

29.0905 28 INGRESA

Separador de Producción – Tanque de Almacenamiento

de Agua

29.078

18.4776 INGRESA

Como la presión de entrada es mayor, en todos los casos, a la presión a vencer, el ingreso a los equipos está asegurado y el fluido puede circular sin ninguna restricción particular a lo largo de la línea del agua.

3.2.3 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA PRESIÓN


Para monitorear y controlar el caudal del gas por equipo, se debe tener en cuenta las siguientes observaciones (Álvarez, 2016):

· El caudal de gas que ingresa en el separador de prueba es el máximo caudal proveniente de los pozos.

· El valor de la suma de los caudales de gas provenientes de cada uno de los pozos es el caudal de entrada para los siguientes equipos: Separador de producción, depurador de gas, KOD y tea.

· Un porcentaje mínimo (5%) del caudal total de gas ingresa a la bota de gas.

Considerando estas observaciones, el programa genera los resultados detallados en la tabla 3.38.

148

TABLA 3.38: RESULTADOS DE LOS CAUDALES DE ENTRADA Y SALIDA EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL GAS

CAUDAL DE ENTRADA

CAUDAL DE SALIDA

EQUIPOS

Qg (MMPCSD)

Qg (MMPCSD)


Bota de Gas 0.047 0.047 Depurador de Gas 0.94 0.94

KOD 0.94 0.94 Tea 0.94 0.94




La tabla 3.39 expone estos datos.

TABLA 3.39: DATOS PARA DETERMINAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA (Álvarez, com. pers.)


PRESIÓN (psia)

DIÁMETRO

DE LA TUBERÍA

(pulg)

LONGITUD DE LA

TUBERÍA (pie)

Qg

(MM PCSD)

Qo

(BPPD)


28

6 60 0.94 5

149


Bota de Gas – Depurador de

Gas 22 6 60 0.94 5

Depurador de

Gas – KOD

21 6 60 0.94 5

KOD – Tea

20 6 80 0.94 5


Con todos estos datos, el programa genera los resultados exhibidos en la tabla 3.40.

TABLA 3.40: RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA


(psia/pie) ΔP

(psia) Separador de Producción – Bota de Gas 0.00036 0.0219

Bota de Gas – Depurador de Gas 0.00043 0.0259 Depurador de Gas – KOD 0.00044 0.0267

KOD – Tea 0.000459 0.0367


La tabla 3.41 enseña los datos necesarios para determinar la caída de presión ocasionada por la cantidad de accesorios y la entrada/salida de equipos en la línea del gas de alta.


15

0

TA

BL

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2

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D –

Te

a 6

6

4

4

2

7

3

1

2

150

151

TABLA 3.42: RESULTADOS DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR ACCESORIOS EN LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA


(pie/s) Nre ft

hL

(pie) hL

(psia) Separador de Producción –

Bota de Gas 20.895 155322 0.0222 237.5 0.087

Bota de Gas – Depurador de Gas

24.313 156842 0.0222 321.37 0.1389

Depurador de Gas – KOD 24.994 157098 0.0222 339.61 0.1512 KOD – Tea 25.719 157356 0.0222 305.78 0.14



La tabla 3.43 presenta estos resultados en la línea del agua.

TABLA 3.43: PÉRDIDAS TOTALES EN LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA


(psia) Separador de Producción – Bota de Gas 0.109

Bota de Gas – Depurador de Gas 0.1648 Depurador de Gas – KOD 0.178

KOD – Tea 0.177


Los valores de presiones de salida, por equipo, en la línea del gas de alta son los valores de las presiones seteadas a las que se encuentran los equipos, detallados en la tabla 3.21.

Con estos datos se procede a verificar si el fluido puede ingresar en los equipos, en la línea del gas de alta, con la presión considerada o si necesita una bomba que

152

aumente la presión para solucionar este problema. La presión de entrada resulta de la resta de la presión de salida menos la pérdida de presión total, por equipo.

La tabla 3.44 muestra los resultados generados por el programa.

TABLA 3.44: VERIFICACIÓN DE INGRESO A LOS EQUIPOS CON LA PRESIÓN CONSIDERADA EN LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA


PRESIÓN DE

ENTRADA (psia)

PRESIÓN A

VENCER (psia)

VERIFICACIÓN


27.8909 22 INGRESA

Bota de Gas – Depurador de Gas

21.8351 21 INGRESA

Depurador de Gas – KOD 20.8219 20 INGRESA KOD – Tea 19.8227 14.7 INGRESA

Como la presión de entrada es mayor, en todos los casos, a la presión a vencer, el ingreso a los equipos está asegurado y el fluido puede circular sin ninguna restricción particular a lo largo de la línea del gas de alta.

3.2.4 MONITOREO Y CONTROL DE LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA PRESIÓN


El gas que sale del separador de prueba será el gas que se tomará en cuenta en esta línea de flujo (Álvarez, 2016). Se conoce que el caudal de gas que ingresa en el separador de prueba es 0.24 MMPCSD. Este valor será igual al valor del caudal de salida.

153




La tabla 3.45 expone estos datos.

TABLA 3.45: DATOS PARA DETERMINAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA (Álvarez, com. pers.)


PRESIÓN (psia)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA (pulg)

LONGITUD DE LA

TUBERÍA (pie)

Qg

(MM PCSD)

Qo

(BPPD)

Separador de Prueba – Tea

30 4 80 0.24 5

Con todos estos datos, el programa genera los resultados especificados en la tabla 3.46.

TABLA 3.46: RESULTADOS DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA


(psia/pie) ΔP

(psia) Separador de Prueba - Tea 0.00019 0.01527


La tabla 3.47 presenta los datos necesarios para determinar la caída de presión ocasionada por la cantidad de accesorios y la entrada/salida de equipos.

15

4

Con

est

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dato

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1

2

154

155

TABLA 3.48: RESULTADOS DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR ACCESORIOS EN LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA


(pie/s) Nre ft

hL

(pie) hL

(psia) Separador de Prueba – Tea 11.46 53902.3 0.026 83.025 0.01585



La tabla 3.49 exhibe estos resultados en la línea del gas de baja.

TABLA 3.49: PÉRDIDAS TOTALES EN LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA


(psia) Separador de Prueba – Tea 0.031


Los valores de presiones de salida, por equipo, en la línea del gas de baja, son los valores de las presiones seteadas a las que se eentran los equipos, detallados en la tabla 3.21.

Con estos datos se procede a verificar si el fluido puede ingresar en los equipos, en la línea del gas de alta, con la presión considerada o si necesita una bomba que aumente la presión para solucionar este problema. La presión de entrada resulta de la resta de la presión de salida menos la pérdida de presión total, por equipo.


156

TABLA 3.50: VERIFICACIÓN DE INGRESO A LOS EQUIPOS CON LA PRESIÓN CONSIDERADA EN LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA


PRESIÓN DE

ENTRADA (psia)

PRESIÓN A

VENCER (psia)

VERIFICACIÓN

Separador de Prueba – Tea 29.9688 14.7 INGRESA

Como la presión de entrada es mayor a la presión a vencer, el ingreso al equipo está asegurado y el fluido puede circular sin ninguna restricción particular a lo largo de la línea del gas de baja.

157

CAPÍTULO 4

MANUAL DEL SOFTWARE

En el presente capítulo se detallarán los pasos a seguir para el correcto manejo de cada uno de los programas desarrollados.

4.1 PROGRAMA DE DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE UNA EPF

4.1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA

El programa abarca el dimensionamiento de todos los equipos detallados en el Capítulo 2. No todos los equipos se consideran en la EPF, pero pueden ser determinados con el uso adecuado del programa, y sus resultados servirán al cliente.

A través de datos de los fluidos - que el usuario posee o pueden ser determinados por medio de correlaciones PVT - el programa determina las longitudes y diámetro de los equipos, mediante los algoritmos y ecuaciones presentados en el Capítulo 2, y ayuda a la selección de los mismos presentando el valor de la relación de longitud – diámetro en los casos que los equipos lo permitan.

La decisión final de selección de longitudes del equipo queda bajo el criterio técnico o necesidad del cliente.

4.1.2 INTERFAZ DEL PROGRAMA

El interfaz del programa es una hoja de cálculo en Microsoft Excel. Los datos de las propiedades de los fluidos, caudales, tiempo de residencia y otros, deben ser ingresados por el usuario. Con estos datos el programa calculará las dimensiones de los equipos. Los resultados se presentan para el equipo seleccionado.

La figura 4.1 expone el interfaz del programa.

158

FIGURA 4.1: INTERFAZ DEL PROGRAMA DE DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE UNA EPF

4.1.3 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS

El ingreso de datos se ha dividido en cuatro subgrupos. Para ir a cualquier subgrupo se debe dar clic en el hipervínculo deseado y el programa lo direccionará hacia su destino. En cada uno de los subgrupos también habrá flechas que sirven para retornar a la página principal o para avanzar en el programa con el fin de hacer más dinámico el uso del mismo.

Los valores que deben ser ingresados se ubican en las celdas de color celeste. Las celdas de color verde oscuro son cálculos que el programa genera.

4.1.3.1 Información general

En este apartado se presenta el formulario de ingreso de datos generales: Empresa Contratista, Campo, Cliente, Responsable Contratista, Fecha de Inicio, Fecha de Finalización y Comentarios. La flecha asignada a este formulario es dirigida hacia “Página principal”.

La figura 4.2 muestra éste formulario.

159

FIGURA 4.2: INFORMACIÓN GENERAL

4.1.3.2 Propiedades de los fluidos

La figura 4.3 presenta los datos que se ingresan en este formulario.

FIGURA 4.3: DATOS DE INGRESO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL PROGRAMA DE DIMENSIONAMIENTO DE EQUIPOS DE UNA EPF

Las flechas asignadas a este formulario son dirigidas hacia “Página principal” y

“Datos para el dimensionamiento”.

160

4.1.3.3 Datos para dimensionar la tea

La figura 4.4 exhibe los datos que se ingresan en este formulario.

FIGURA 4.4: DATOS DE INGRESO PARA DIMENSIONAR LA TEA

Este formulario de ingreso es esencial porque los datos para dimensionar la Tea son característicos. Este apartado puede manejarse de forma individual porque no necesita de ningún otro dato para conocer el dimensionamiento del equipo.


“Tea”.

4.1.3.4 Datos para el dimensionamiento de los equipos

La figura 4.5 enseña los datos que se ingresan en este formulario.

161

FIGURA 4.5: DATOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS

En la celda donde se encuentra el caudal del petróleo también se encuentra el caudal del líquido y el mismo caso se da para el tiempo de residencia del petróleo y tiempo de residencia del líquido, como se expone en la figura 4.5. Para ello se debe reconocer qué datos se ingresan por equipo a dimensionar.

El Ingreso de datos por equipo se detalla en la tabla 4.1.

TABLA 4.1: DATOS POR EQUIPO PARA EL DIMENSIONAMIENTO

EQUIPO DATOS NECESARIOS - Separador de Prueba - Bota de Gas - Depurador de Gas - KOD

Presión, Temperatura, Caudal del Líquido, Caudal del Gas, Tiempo de Residencia del Líquido, Diámetro de la Partícula.

- Separador de Producción

Presión, Temperatura, Caudal del Petróleo, Caudal del Agua, Caudal del Gas, Tiempo de Residencia del Petróleo, Tiempo de Residencia del Agua, Diámetro de la Partícula.

- Tanque de Lavado - Tanque de Surgencia

Caudal del Petróleo, Tiempo de Residencia del Petróleo

- Sistema de Calentamiento Caudal del Petróleo, Caudal del Agua -Tanque de Almacenamiento - de Petróleo

Caudal del Petróleo

-Tanque de Almacenamiento - de Agua

Caudal del Agua

162


“Propiedades de los fluidos”. También, cada equipo tiene su flecha para dirigirse a

los cálculos y resultados.

4.1.4 FORMULARIO DE INGRESO A CÁLCULOS Y RESULTADOS POR EQUIPO

El formulario de ingreso a cálculos y resultados se ha dividido en subgrupos. Para ingresar a cada subgrupo, desde la “Página principal”, se debe dar clic en el hipervínculo deseado y el programa lo dirigirá a su destino. Otra forma de ir a los subgrupos es desde “Datos para el dimensionamiento de los equipos” dando clic en la flecha del equipo correspondiente que se requiera dimensionar.

En cada subgrupo existirá una sola flecha que lo dirigirá a “Datos para el

dimensionamiento de los equipos”, esto con el objetivo de que el usuario pueda modificar algún parámetro, tal como el tiempo de residencia, y así facilitar la operación del programa para beneficio del cliente.

Para la Tea, como es un equipo con propiedades características, la flecha de retorno es hacia “Datos para la Tea”.

4.1.4.1 Cálculo de los valores constantes para el dimensionamiento de los equipos de la EPF

La tabla 4.2 expone los valores constantes que el programa determina por equipo.

TABLA 4.2: VALORES CONSTANTES PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS DE LA EPF

EQUIPO VALORES CONSTANTES - Separador de Prueba - Separador de ----------------- Producción - Bota de Gas - Depurador de Gas - KOD

Número de Reynolds, Coeficiente de arrastre, Velocidad de Asentamiento, Constante de Souders y Brown.

163


-Tea Liberación de Calor, Longitud de la llama, Velocidad del Sonido, Mínima distancia del centro de la llama al puto de referencia

- Tanque de Lavado - Tanque de Surgencia

Diámetro de la partícula de agua a ser removida asumiendo un corte de agua del 1%, Diámetro de la partícula a cualquier corte de agua.

4.1.4.2 Separador de prueba

En este apartado, el programa genera tablas para la Capacidad del Gas y la Capacidad del Petróleo. En cada una de estas tablas, el programa determina el Diámetro, Longitud Efectiva, Longitud de Costura a Costura y Relación de Longitud-Diámetro. Para la selección del equipo, el programa presenta la relación R que debe cumplir el rango de 3 < R < 4. Esto representa una gran ayuda a la hora de seleccionar un equipo; pero al final, quien selecciona el equipo, después de analizar sus necesidades, es el cliente.

La figura 4.6 presenta los resultados y selección del Separador de Prueba.

FIGURA 4.6: SEPARADOR DE PRUEBA

Además, el programa genera los valores detallados en la tabla 4.3.

164

TABLA 4.3: VALORES ADICIONALES EN EL SEPARADOR DE PRUEBA

CÁLCULOS ADICIONALES UNIDADES Diámetro de la boquilla de entrada pie pulgada Diámetro de la boquilla de salida del gas pie pulgada Diámetro de la boquilla de salida del petróleo pie pulgada

4.1.4.3 Separador de producción

En este apartado, el programa genera tablas de Capacidad del Gas y Petróleo. Para la selección del equipo, el programa presenta la relación R que debe cumplir el rango de 3 < R < 4.

La figura 4.7 muestra los resultados y selección del Separador de Producción.

FIGURA 4.7: SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

Además, el programa genera los valores detallados en la tabla 4.3.

4.1.4.4 Bota de gas

En este apartado, el programa genera el valor de la Capacidad del Gas y una tabla de Capacidad del Petróleo. Para la tabla de la Capacidad del Petróleo, el programa

165

determina el Diámetro, Altura, Altura de Costura a Costura y Relación de Longitud-Diámetro. Para la selección del equipo, el programa presenta la relación R que debe cumplir el rango de 3 < R < 4.

La figura 4.8 enseña los resultados y selección de la Bota de Gas.

FIGURA 4.8: BOTA DE GAS

4.1.4.5 Depurador de gas

En este apartado, el programa genera una tabla similar a la Bota de Gas. El cambio se evidencia porque en el ingreso de datos en “Datos para el dimensionamiento de

los equipos” los datos del Depurador y la Bota son diferentes.

4.1.4.6 KOD

En este apartado, el programa genera una tabla similar al Separador de Prueba. El cambio se evidencia porque en el ingreso de datos en “Datos para el

dimensionamiento de los equipos” los datos del KOD y el Separador de Prueba son

diferentes.

166

4.1.4.7 Tea

En este apartado, el programa genera una tabla horizontal con los valores encontrados en la figura 2.53. El diámetro y la altura de la Tea están en metros y el programa los transforma a pulgadas y pies, respectivamente.

La figura 4.9 exhibe los resultados de la Tea.

FIGURA 4.9: TEA

4.1.4.8 Tanque de almacenamiento de petróleo

En este apartado, el programa determina el volumen de Petróleo que reposará en un período de 3.5 días. A partir de este valor, el programa genera una tabla con la Altura y Diámetro en pies.

La figura 4.10 presenta los resultados del tanque de almacenamiento.

167

FIGURA 4.10: TANQUE DE ALMACENAMIENTO DEL PETRÓLEO

4.1.4.9 Tanque de almacenamiento de agua

En este apartado, el programa determina el volumen de Agua que reposará en un período de 1 día. A partir de este valor, el programa genera una tabla similar a la del Tanque de Almacenamiento de Petróleo con la Altura y Diámetro en pies. El cambio se evidencia porque en el ingreso de datos en “Datos para el

dimensionamiento de los equipos” los datos del Tanque de Almacenamiento del

Petróleo y Agua son diferentes.

4.1.4.10 Consideraciones adicionales

Los siguientes equipos no se consideran en la EPF, pero su dimensionamiento puede servir al cliente si uno de estos equipos se requiere dimensionar.

4.1.4.10.1 Sistema de Calentamiento

En este apartado, el programa genera una tabla que aumenta con el delta de temperatura (1 °F) y va generando el valor del calor requerido en (MMBTU/h) y el gas requerido para producir dicho calor en (MMPCSD).

La figura 4.11 presenta los resultados del sistema de calentamiento.

168

FIGURA 4.11: SISTEMA DE CALENTAMIENTO

4.1.4.10.2 Tanque de Lavado

En este apartado, el programa genera una tabla con los valores del Diámetro y Altura en pulgadas y los transforma a pies.

La figura 4.12 muestra los resultados del Tanque de Lavado.

FIGURA 4.12: TANQUE DE LAVADO

169

4.1.4.10.3 Tanque de Surgencia

En este apartado, el programa realiza una tabla similar al Tanque de Lavado. El cambio se evidencia porque en el ingreso de datos en “Datos para el

dimensionamiento de los equipos” los datos del Tanque de Lavado y el Tanque de

Surgencia son diferentes.

4.2 PROGRAMA DE MONITOREO Y CONTROL DE UNA EPF

4.2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA

El programa abarca el cálculo de pérdidas de presión en superficie en las diferentes líneas: Petróleo, Gas y Agua, de la siguiente forma:

· Línea del Petróleo: desde el separador de prueba, separador de producción, bota de gas, hasta el tanque de almacenamiento del petróleo.

· Línea del Agua: desde el separador de prueba, separador de producción, hasta el tanque de almacenamiento del agua.

· Línea del Gas de Alta Presión: desde el separador de prueba, separador de producción, bota de gas, depurador de gas, KOD, hasta la Tea de Alta.

· Línea de Gas de Baja Presión: desde el separador de prueba hasta la Tea de Baja.

Considerando:

· Pérdidas de presión mayores por fricción: flujo multifásico.

· Pérdidas menores por: accesorios, entradas y salidas de equipos, expansiones y contracciones en la tubería, entre otros.

El programa tiene como objetivo monitorear y controlar los parámetros de presión y caudal. A través de datos de los fluidos - que el usuario posee o pueden ser generados por medio de correlaciones PVT - el programa determina la pérdida de

170

presión por fricción en la tubería y las pérdidas menores existentes en la trayectoria de un equipo a otro, por medio de los algoritmos y ecuaciones presentados en el Capítulo 2. Si la presión de salida es menor que la presión de entrada a un equipo, el programa alerta la incapacidad del fluido para continuar su trayectoria; caso contrario, no se presenta ninguna objeción al flujo. El caudal es determinado con los datos de BSW ingresados para cada equipo, en la línea correspondiente.

4.2.2 INTERFAZ DEL PROGRAMA

El interfaz del programa es una hoja de cálculo en Microsoft Excel. Los datos de las propiedades de los fluidos, caudales, dimensiones de equipos, características de la tubería, accesorios y otros, deben ser ingresados por el usuario. Con estos datos el programa determinará las caídas de presión mayores y menores por línea de flujo y controlará el caudal. Los resultados se presentan por trayectoria de la línea seleccionada.

La figura 4.13 expone el interfaz del programa.

FIGURA 4.13: INTERFAZ DEL PROGRAMA DE MONITOREO Y CONTROL DE UNA EPF

171

4.2.3 FORMULARIO DE INGRESO DE DATOS

El ingreso de datos se ha dividido en nueve subgrupos. Para ir a cualquier subgrupo se debe dar clic en el hipervínculo deseado y el programa lo direccionará hacia su destino. En cada uno de los subgrupos también habrá flechas que sirven para retornar a la página principal o para avanzar en el programa con el fin de hacer más dinámico el uso del mismo.

Los valores que deben ser ingresados se ubican en las celdas de color celeste. Las celdas de color verde oscuro son cálculos que el programa genera.

4.2.3.1 Información general

En este apartado se presenta el mismo formulario de ingreso de datos generales que se presentó en la figura 4.2 para el Programa de dimensionamiento de equipos de una EPF.

4.2.3.2 Completación mecánica

En este apartado se encuentra varias herramientas de completación mecánica, con las cuales se puede dibujar el diagrama mecánico de un pozo. Para su uso se debe copiar la imagen que se necesite, ubicada en el lado derecho de la hoja, y pegarla en el lienzo blanco ubicado en la parte izquierda de la misma. Después se puede expandir o minimizar la imagen según el requerimiento del usuario. La flecha asignada a este formulario es dirigida hacia la “Página principal”.

La figura 4.14 presenta la hoja de “Completación mecánica” con el dibujo mecánico

de un pozo.

172

FIGURA 4.14: COMPLETACIÓN MECÁNICA

4.2.3.3 Datos del reservorio para realizar cálculos PVT

En La figura 4.15 se muestra los datos que se deben ingresar en este formulario.

FIGURA 4.15: DATOS DEL RESERVORIO PARA REALIZAR CÁLCULOS PVT

En la celda adyacente a “Tipo de yacimiento” existe un botón de despliegue, con el

cual se puede escoger entre: Saturado o Subsaturado.

173


“Resultados PVT - Petróleo”, “Resultados PVT - Agua” y “Resultados PVT - Gas”.

Se puede modificar los datos ingresados y acceder a las hojas de resultados para obtener los valores de las propiedades PVT de los fluidos.

4.2.3.4 Cromatografía del gas

La figura 4.16 enseña los datos que se deben ingresar en este formulario. Con estos datos el programa determina el factor Z corregido por impurezas. Si no se cuenta con estos datos, se debe ingresar la gravedad específica del gas en el apartado de “Propiedades de los fluidos” para determinar el factor Z.

FIGURA 4.16: CROMATOGRAFÍA DEL GAS

La flecha asignada a este formulario es dirigida hacia la “Página principal”.

4.2.3.5 Propiedades de los fluidos

Las propiedades de los fluidos deben ser ingresados por el cliente de una data conocida o ayudarse con el programa. El programa determina las propiedades PVT de los fluidos, mediante los datos ingresados en los apartados de “Datos del

reservorio para realizar cálculos PVT” y “Cromatografía del gas”, respectivamente,

174

utilizando varias correlaciones. El cliente también pude optar por corroborar sus datos con los resultados del programa.

La teoría para determinar las propiedades PVT de los fluidos por medio de correlaciones se detalla en el Capítulo 2 y Anexo 1.

La figura 4.17 presenta los datos que se deben ingresar en este formulario.

FIGURA 4.17: DATOS DE INGRESO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

DEL PROGRAMA DE MONITOREO Y CONTROL DE UNA EPF

La flecha asignada a este formulario es dirigida hacia la “Página principal”.

4.2.3.6 Datos de los caudales de los fluidos

En este apartado se deben ingresar los caudales de los fluidos (petróleo, agua y gas) en las unidades correspondientes, por pozo.

La figura 4.18 expone los datos de los caudales de un arreglo de 5 pozos.

175

FIGURA 4.18: DATOS DE LOS CAUDALES DE LOS FLUIDOS


“Módulo de caudales y presión por equipos en las diferentes líneas”.

4.2.3.7 Datos de presión seteada, BSW y dimensiones

En este apartado se debe ingresar la presión seteada de cada uno de los equipos, los datos de las dimensiones de los equipos, y el BSW de entrada y salida de los equipos.

La figura 4.19 y la tabla 4.4 muestran los datos que se deben ingresar y qué datos se deben ingresa por equipo, respectivamente, en este formulario.

176

FIGURA 4.19: DATOS DE PRESIÓN SETEADA, BSW Y DIMENSIONES

TABLA 4.4: DATOS POR EQUIPO DE DIMENSIONES

EQUIPO DATOS POR EQUIPO DE DIMENSIONES - Separador de Prueba - Separador de Producción - KOD

Longitud de costura a costura y Diámetro (pulgadas)

- Bota de Gas - Depurador de Gas

Altura, Altura de costura a costura y Diámetro (pulgadas)

- Tanque de Almacenamiento - - de Petróleo - Tanque de Almacenamiento --- de Agua

Altura y Diámetro (pie)

- Tea Altura y Diámetro (pulgadas)

Las flechas asignadas a este formulario son dirigidas hacia “Página principal”,

“Módulo de caudales y presión por equipos en las diferentes líneas” y “Módulo de pérdidas de presión en los equipos”.

4.2.3.8 Caída de presión por accesorios

En este apartado se debe ingresar el número de accesorios por equipo/trayectoria, en la línea donde se requiera generar las caídas de presión. Está dividido en: Línea de Petróleo, Línea de Agua, Línea de Gas de Alta y Línea de Gas de Baja.

177

Primero hay que ingresar, si existiera, los ángulos del cono de expansión gradual (θ ≤ 60°) y contracción gradual (θ ≤ 150°). El programa posee tablas con valores para cada ángulo seleccionado con el fin de calcular el coeficiente de resistencia y la consiguiente pérdida de presión menor ocasionada por la expansión o contracción gradual en la tubería, respectivamente (Mott, 2006).

Después se ingresan los datos de los tamaños de los diámetros por equipo/trayectoria. Si los diámetros fueran iguales se coloca el mismo valor.

A continuación se ingresa el número de accesorios, entradas y salidas de equipos por equipo/trayectoria. Los accesorios considerados en la EPF son: Válvula de Bola, Válvula Check, Válvula de Compuerta (abierta, 3/4 abierta, 1/2 abierta y 1/4 abierta), Codo a 90° y Te.

Para elegir el valor de apertura que se desea, en la Válvula de Compuerta, se debe dar clic en la celda “V. de Compuerta” y aparecerá un botón de despliegue con el

cual se puede escoger la apertura necesaria.

La figura 4.20 enseña los datos que se deben ingresar en este formulario.

FIGURA 4.20: CAÍDA DE PRESIÓN POR ACCESORIOS EN LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

Las flechas asignadas a este formulario, por línea, son:

· Línea del Petróleo, hacia “Página principal” y “Módulo de pérdidas de presión en la línea del petróleo”.

178

· Línea del Agua, hacia “Página principal” y “Módulo de pérdidas de presión en la línea del agua”.

· Línea del Gas de Alta, hacia “Página principal” y “Módulo de pérdidas de presión en la línea del gas de alta”.

· Línea del Gas de Baja, hacia “Página principal” y “Módulo de pérdidas de presión en la línea del gas de baja”.

4.2.3.9 Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería

La figura 4.21 exhibe los datos que se deben ingresar en este formulario.

FIGURA 4.21: CAÍDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO, PRODUCCIÓN Y TUBERÍA

La flechas asignadas a este formulario son dirigidas hacia “Página principal”,

“Propiedades de los fluidos”, “Módulo de caída de presión – Tubería horizontal”,

“Módulo de caída de presión – Tubería vertical” y “Módulo de caída de temperatura”.

4.2.4 FORMULARIO DE INGRESO A MÓDULOS

El formulario de ingreso a módulos se ha dividido en cinco subgrupos. Para ingresar a cada subgrupo, desde la “Página Principal”, se debe dar clic en el hipervínculo

179

deseado y el programa lo dirigirá a su destino. Otra forma de acceder es por medio de las flechas descritas para cada subgrupo del ingreso de datos.

En cada subgrupo existirán flechas que lo redirigen a varias partes del programa con el fin de hacer más dinámico el uso del mismo.

4.2.4.1 Módulo de caudales y presión por equipos en las diferentes líneas

En este apartado, el programa genera los valores de la presión de salida, por equipo, de la línea del petróleo, agua y gas. Con los datos de las presiones seteadas, dimensiones y la ayuda de las ecuaciones de presión hidrostática (descritas en el Capítulo 3) el programa calcula estos resultados.

Además, con los datos de caudales de fluidos por pozo y el BSW, el programa genera los resultados de los caudales de entrada y salida, por equipo, en cada una de las líneas.

La figura 4.22 muestra estos resultados.

FIGURA 4.22: MÓDULO DE CAUDALES Y PRESIÓN POR EQUIPOS

Las flechas asignadas a este formulario están dirigidas hacia “Página principal”,

“Datos de Presión seteada por equipo, BSW y dimensiones” y “Datos de los caudales de los fluidos”.

180

4.2.4.2 Módulo de flujo multifásico (tubería horizontal)

En este apartado se encuentra todos los cálculos realizados por el programa para generar la caída de presión ocasionada por flujo multifásico en tubería horizontal. Se debe ingresar los datos en “Propiedades de los fluidos” y “Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería”, con esto, el programa determina el Patrón

de Flujo por el Método de Beggs y Brill y realiza un proceso iterativo para concluir en el valor correcto de la caída de presión.

A través de las flechas se puede ir hacia “Propiedades de los fluidos” o “Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería” y modificar algún valor para

continuar con los cálculos correspondientes.

Las flechas asignadas a este formulario son dirigidas hacia “Página Principal” y

“Módulo de pérdidas de presión en la línea del petróleo”, “Módulo de pérdidas de

presión en la línea del agua”, “Módulo de pérdidas de presión en la línea del gas de

alta” y “Módulo de pérdidas de presión en la línea del gas de baja”.

La figura 4.23 presenta estos resultados.

FIGURA 4.23: MÓDULO DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍA HORIZONTAL

181

4.2.4.3 Módulo de pérdidas de presión en los equipos

En este apartado el programa utiliza los valores de pérdidas de presión ocasionadas por flujo multifásico y genera el valor de las pérdidas de presión debidas a los accesorios mediante el siguiente proceso:

1. Ingresar los datos en “Datos de Presión, Producción y Tubería” y por medio de la flecha dirigirse a “Módulo de Caída de Presión – Tubería Horizontal”.

2. En este módulo copiar el valor de Vm, (ΔP/ ΔH)total, Nre y ΔPcalculado, y por medio de las flechas dirigirse al módulo de pérdidas de presión de la línea de flujo donde se esté realizando el estudio y pegar estos valores en el lugar correspondiente, por equipo - trayectoria.

3. El programa generará los valores de la pérdida de presión ocasionada por accesorios y pérdidas menores hL. También, determinará los valores de la caída de presión total (ΔPtotal).

4. Regresar con la flecha hacia “Datos de Presión, Producción y Tubería” y

colocar nuevos valores y repetir el proceso, por equipo – trayectoria, en la línea de flujo donde se encuentre trabajando.

Con todos estos valores, el programa compara el valor de la presión de salida menos la caída de presión total y la presión a vencer, por equipo, en cada una de las líneas de flujo, para controlar si el fluido puede ingresar al siguiente equipo con la presión existente o necesita una bomba que aumente la presión y los expone en las hojas de resultados. La figura 4.24 muestra estos resultados para la línea del gas de alta.

182

FIGURA 4.24: MÓDULO DE PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN LOS EQUIPOS DE LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA

Las flechas asignadas a este formulario, por línea, son:

· Línea del Petróleo, hacia “Datos de presión, producción y tubería”, “Módulo de Flujo Multifásico (Tubería Horizontal)” y “Resultados de la línea del

petróleo”.

· Línea del Agua, hacia “Datos de presión, producción y tubería”, “Módulo de Flujo Multifásico (Tubería Horizontal)” y “Resultados de la línea del agua”.

· Línea del Gas de Alta, hacia “Datos de presión, producción y tubería”, “Módulo de Flujo Multifásico (Tubería Horizontal)” y “Resultados de la línea

del gas de alta”.

· Línea del Gas de Baja, hacia “Datos de presión, producción y tubería”, “Módulo de Flujo Multifásico (Tubería Horizontal)” y “Resultados de la línea

del gas de baja”.

4.2.4.4 Módulo PVT informativo

En este apartado se encuentra todos los cálculos realizados por el programa para determinar las propiedades PVT. Se puede usar este módulo para generar nuevos valores o para corroborar la data que maneja el usuario.

183

Se debe ingresar los valores en “Datos del reservorio para cálculos PVT” y

seleccionar el “Tipo de yacimiento”; además, se debe ingresar los datos en

“Cromatografía del gas”. Con estos datos el programa genera los cálculos y los presenta en las hojas de respuestas.

La tabla 4.5 enseña las propiedades calculadas en el programa por línea de flujo.

TABLA 4.5: PARÁMETROS PVT DETERMINADOS POR EL PROGRAMA

LÍNEA DE FLUJO PARÁMETRO UNIDADES

Petróleo

Gravedad específica adimensional Razón gas-petróleo en solución PCS/BF Presión de Burbuja psia Presión de burbuja corregida psia Compresibilidad psia-1

Factor volumétrico bl/BF Densidad lb/pc Densidad a condiciones estándar lb/pc Viscosidad del petróleo muerto cp Viscosidad de petróleo cp Tensión superficial Dinas/cm

Agua

Gravedad específica adimensional Razón gas-agua en solución PCS/BF Compresibilidad psia-1

Factor volumétrico bl/BF Densidad lb/pc Viscosidad cp Tensión superficial Dinas/cm

Gas

Gravedad específica adimensional Masa lb/lb-mol Factor de compresibilidad adimensional

Factor volumétrico pc/PCS Densidad lb/pc Viscosidad cp

4.2.4.5 Módulo de flujo multifásico (tubería vertical)

En este apartado se encuentra todos los cálculos realizados por el programa para generar la caída de presión ocasionada por flujo multifásico en tubería vertical. El proceso para su manejo es similar al expuesto en “Módulo de flujo multifásico

184

(tubería horizontal)”. El método de Duns y Ros es el que usa el programa para generar la pérdida de presión.

La flecha asignada a este formulario está dirigida hacia “Página principal”.

4.2.5 FORMULARIO DE INGRESO A RESULTADOS Y CONSIDERACIONES ADICIONALES

El formulario de ingreso a resultados y consideraciones adicionales se ha dividido en varios subgrupos. Para ingresar a cada subgrupo, desde la “Página Principal”,

se debe dar clic en el hipervínculo deseado y el programa lo dirigirá a su destino. Otra forma de acceder es por medio de las flechas descritas para cada subgrupo del ingreso de datos y del ingreso a módulos.

En cada subgrupo existirán flechas que lo redirigen a varias partes del programa con el fin de hacer más dinámico el uso del mismo.

4.2.5.1 Resultados de la línea del petróleo

En este apartado se encuentra todos los resultados del monitoreo y control del caudal y presión por equipo, en la línea del petróleo. Además muestra la advertencia de “Ingresa” o “Bomba” para controlar el paso del fluido entre los

equipos.

La figura 4.25 expone estos resultados.

FIGURA 4.25: RESULTADOS DE LA LÍNEA DEL PETRÓLEO

185


“Módulos de pérdidas de presión del petróleo”.

4.2.5.2 Resultados de la línea del agua

En este apartado se encuentra todos los resultados del monitoreo y control del caudal y presión por equipo, en la línea del agua. Además muestra la advertencia de “Ingresa” o “Bomba” para controlar el paso del fluido entre los equipos.

La figura 4.26 muestra estos resultados.

FIGURA 4.26: RESULTADOS DE LA LÍNEA DEL AGUA


“Módulos de pérdidas de presión del agua”.

4.2.5.3 Resultados de la línea del gas de alta

En este apartado se encuentra todos los resultados del monitoreo y control del caudal y presión por equipo, en la línea del gas de alta presión. Además muestra la advertencia de “Ingresa” o “Bomba” para controlar el paso del fluido entre los

equipos.

La figura 4.27 presenta estos resultados.

186

FIGURA 4.27: RESULTADOS DE LA LÍNEA DEL GAS DE ALTA


“Módulos de pérdidas de presión del gas de alta”.

4.2.5.4 Resultados de la línea del gas de baja

En este apartado se encuentra todos los resultados del monitoreo y control del caudal y presión por equipo, en la línea del gas de baja presión. Además muestra la advertencia de “Ingresa” o “Bomba” para controlar el paso del fluido entre los equipos.

La figura 4.28 exhibe estos resultados.

187

FIGURA 4.28: RESULTADOS DE LA LÍNEA DEL GAS DE BAJA


“Módulos de pérdidas de presión del gas de baja”.

4.2.5.5 Resultados PVT del petróleo

En este apartado se encuentra los resultados PVT del petróleo. En la columna de “Correlaciones” se debe dar clic en la celda correspondiente al parámetro que se desea conocer el valor y aparecerá un botón de despliegue con el cual se puede escoger la correlación que se necesite.

La figura 4.29 muestra la hoja de resultados PVT del petróleo.

188

FIGURA 4.29: RESULTADOS PVT DEL PETRÓLEO

Las flechas asignadas a todas las hojas de respuestas de parámetros PVT son dirigidas hacia “Página Principal” y “Datos para realizar cálculos PVT”.

4.2.5.6 Resultados PVT del agua

En este apartado se encuentra los resultados PVT del agua. Para elegir la correlación deseada se debe proceder de igual forma que para “Resultados PVT del petróleo”.

4.2.5.7 Resultados PVT del gas

En este apartado se encuentra los resultados PVT del gas. Para elegir la correlación deseada se debe proceder de igual forma que para “Resultados PVT del petróleo”.

4.2.5.8 Resultados de flujo multifásico

En este apartado se encuentra los resultados de pérdidas de presión por flujo multifásico. En la columna de “Correlaciones” se debe dar clic y aparecerá un botón de despliegue con el cual se puede escoger la correlación de Duns y Ros para resultados de tubería vertical o la correlación de Beggs y Brill para resultados de tubería horizontal.

189

La figura 4.30 enseña la hoja de resultados de flujo multifásico.

FIGURA 4.30: RESULTADOS DE FLUJO MULTIFÁSICO

Las flechas asignadas a esta hoja de respuestas están dirigidas hacia “Página

principal”, “Módulo de caída de presión – tubería vertical” y “Módulo de caída de

presión – tubería horizontal”.

4.2.5.9 Gráficos del método de Duns y Ros

En este apartado se encuentra el análisis de cada una de las gráficas utilizadas en el método de Duns y Ros (Brill y Mukherjee, 1999). El programa determina Nd y con ello genera el valor de L1 y L2. Además calcula NL y con ello computa los factores F1, F2, F3, F4, F5, F6, y F7. El último valor que automatiza el programa es el factor f2.

De esta forma el cliente no debe ingresar ningún valor de gráficas de Duns y Ros, reduciendo el número de datos a ingresar y facilitando su uso.

4.2.5.10 Expansión y contracción de la tubería

En este apartado se encuentra el análisis de las gráficas 2.35, 2.37 y 2.38, para determinar el coeficiente de resistencia por Expansión o Contracción gradual (Mott, 2006).

190

En el Anexo 2 se presentan dicho valores, en forma de tablas, que dependen del ángulo del cono.

4.2.5.11 Diámetro externo tubería de acero SCH 80 y viscosidad cinemática del aire

En este apartado se encuentra las siguientes tablas:

TABLA 4.6: VISCOSIDAD CINEMÁTICA DEL AIRE EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA (Tomado de Mott, 2006)

Temperatura (°F) Viscosidad Cinemática (pie2/s) -20 0.000119 0 12.6 20 13.6 40 14.6 60 15.8 68 16 80 16.9

100 18 120 18.9 160 21.3 200 24.1 300 30.7 400 36.7

1000 0.000932

TABLA 4.7: DIÁMETRO EXTERNO DE UNA TUBERÍA DE ACERO SCH 80 (Tomado de Mott, 2006)

Diámetro (pulg) Diámetro Externo (pulg) 0.125 0.405 0.25 0.54

0.375 0.675 0.5 0.84

0.75 1.05 1 1.315

1.25 1.66 1.5 1.9

191


2 2.375 2.5 2.875 3 3.5

3.5 4 4 4.5 5 5.563 6 6.625 8 8.625 10 10.75 12 12.75 14 14 16 16 18 18 20 20 24 24

4.2.5.12 Módulo de caída de temperatura

En este apartado, el programa determina las pérdidas de calor en superficie. Para su uso se debe ingresar los datos detallados en la tabla 4.8.

TABLA 4.8: DATOS PARA PÉRDIDAS DE CALOR EN SUPERFICIE

PROPIEDADES UNIDADES Velocidad del viento pie/s Temperatura del ambiente °F Conductividad térmica del acero BTU/hr-pie-°F

Con estos valores y las tablas 4.6 y 4.7, el programa encuentra los valores del diámetro externo de la tubería y la viscosidad cinemática del aire; además, genera el valor del área externa de la tubería. A través de estos datos el programa realiza un número de iteraciones para encontrar la caída de temperatura suscitada en la tubería (Cengel, 2007). La teoría de este apartado se encuentra detallada en el Anexo 3.

La figura 4.31 enseña el módulo adicional de pérdidas de calor.

192

FIGURA 4.31: PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

Se recomienda dar un valor alto a la Conductividad térmica del acero y un valor razonable a la longitud de la tubería. Para ello el programa tiene una flecha que se dirige hacia “Caídas de presión por flujo multifásico, producción y tubería” para

cambiar la longitud de la línea con mayor facilidad.

193

CAPÍTULO 5

ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DE PREFACTIBILIDAD

En el presente capítulo se desarrollará el estudio económico del proyecto, en base a los resultados que se obtuvieron en el Capítulo 3, con la finalidad de verificar la factibilidad del mismo.

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO

Para poder realizar el estudio económico del proyecto se debe recurrir a conceptos especializados con los que se podrá realizar el presente análisis.

5.1.1 COSTOS DE INVERSIÓN (CAPEX)

Son inversiones en bienes capitales. Se lo emplea cuando se compra un activo fijo o para añadir valor a un activo existente. Por regla, si el activo adquirido posee una vida útil mayor al año impuesto, el costo debe ser capitalizado (Álvarez y De la A, 2010).

5.1.2 COSTOS DE OPERACIÓN (OPEX)

Es un gasto que engloba todos los costes operativos de la empresa, del día a día, para que el proceso que se realice se cumpla con éxito y se mantenga la producción (Álvarez y De la A, 2010).

Ejemplos de OPEX son: costos de materia prima, de mano de obra, administrativos, mantenimiento y reparación, suministros, etc.

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

Para el análisis económico del proyecto se debe elaborar un cuadro de los costos de operación de los equipos de la EPF, conformado por los equipos y trabajadores, cuántos son y su costo de alquiler por día – fracción. La sumatoria de estos costos

194

permite generar el valor total del alquiler de los equipos y mano de obra de la EPF por día.

La tabla 5.1 presenta estos resultados.

TABLA 5.1: COSTOS DE OPERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE LA EPF (Álvarez, com. pers.)

DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD PRECIO UNIDAD

($)

TOTAL ($)

Múltiple 1 DÍA -

FRACCIÓN 163.20 163.20

Choke Múltiple de 2 pulg * 15000 psi

1 DÍA -

FRACCIÓN 204.00 204.00

Medidor de caudal de 2 pulg a 4 pulg

2 DÍA –

FRACCIÓN 96.00 192.00

Separador bifásico; 1.785 MBFD y 0.24 MPCSD (OPERACIÓN MANUAL)

1 DÍA –

FRACCIÓN 116.52 116.52

Separador trifásico; 8.182 MBFD y 0.94 MPCSD (OPERACIÓN MANUAL)

1 DÍA –

FRACCIÓN 228.68 228.68

Bota de Gas (3718 BPPD) 1 DÍA –

FRACCIÓN 75.84 75.84

Tanque, cilindro vertical de 500 bls

7 DÍA –

FRACCIÓN 88.32 618.24

KOD de Alta (24 pulg * 6 pie)

1 DÍA –

FRACCIÓN 240.00 240.00

Depurador de gas (36 pulg * 7 pie)

1 DÍA –


Arresta llamas (de 4 a 8 pulg)

9 DÍA –

FRACCIÓN 81.60 734.40

Tea de Alta (18 pulg * 13 pie)

1 DÍA –


Tea de Baja (6 pulg * 12 pie)

1 DÍA –


Bomba booster para transferencia de crudo

2 DÍA –

FRACCIÓN 407.84 815.68

Bomba para inyección de agua (Centrífugas)

2 DÍA -

FRACCIÓN 2337.51 4675.02

195


Indicadores de presión 5 DÍA –

FRACCIÓN 48.00 240.00

Indicadores de temperatura

5 DÍA –

FRACCIÓN 48.00 240.00

Válvulas de control 14 DÍA –

FRACCIÓN 76.80 1075.20

Válvulas de seguridad PVRV para venteo y disposición de gas

5 DÍA –

FRACCIÓN 76.80 384.00

Sensores de nivel 2 DÍA –

FRACCIÓN 96.00 192.00

Ingeniero de Producción de Facilidades

1 DÍA –

FRACCIÓN 479.40 479.40

Ayudante de Operación - Operador

1 DÍA –

FRACCIÓN 287.64 287.64

11206.6

Dentro del análisis económico del proyecto se han tomado en cuenta tres alternativas posibles en base a la producción de petróleo que se pueden suscitar en la EPF, así (Álvarez, 2016):

1. Alternativa 1, producción de 2860 BPPD. 2. Alternativa 2, producción de 3718 BPPD. 3. Alternativa 3, producción de 4290 BPPD.

Además, para el estudio adecuado del análisis económico, se han planteado tres escenarios en base al precio del petróleo, así (Álvarez, 2016):

1. Escenario (Pesimista), precio del petróleo en $20. 2. Escenario (Actual), precio del petróleo en $35. 3. Escenario (Optimista), precio del petróleo en $50.

En función de las alternativas, los escenarios y la tabla 5.1, se han desarrollado las tablas 5.2, 5.3 y 5.4, con los resultados del análisis económico.

El valor de “Ganancia – Pérdida” se obtiene del producto entre la producción y el precio del barril, “Ingreso”, menos el valor del alquiler de los equipos de la EPF,

“Egreso”.

196

TABLA 5.2: ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO PESIMISTA

INGRESO EGRESO GANANCIA O PÉRDIDA

($) ALTERNATIVAS Producción

(BPPD)

Precio del Petróleo

($)

Alquiler de la EPF

($) ALTERNATIVA 1 2860 20 11206.62 45993.38 ALTERNATIVA 2 3718 20 11206.62 63153.38 ALTERNATIVA 3 4290 20 11206.62 74593.38

TABLA 5.3: ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO ACTUAL



(BPPD)


($)

Alquiler de la EPF


TABLA 5.4: ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO OPTIMISTA



(BPPD)


($)

Alquiler de la EPF


Con estos resultados, presentados para cada escenario y cada una de las alternativas, se procede a elegir la mejor de ellas.

5.2.1 MÉTODO DE JERARQUÍAS ANALÍTICAS

Este método sirve para elegir el mejor escenario a través de criterios cuantitativos y cualitativos. Para el uso de este método se debe conocer la escala numérica de Saaty, quien fue el autor de este método.

197

La tabla 5.5 enseña los números asociados a las consideraciones en la escala numérica de Saaty.

TABLA 5.5: TABLA NUMÉRICA DE SAATY (Basado en Álvarez y De la A, 2010)

Puntaje Comparación 0.1428 A es mucho menos importante que B

0.2 A es menos importante que B 0.33 A es ligeramente menos importante que B

1 A y B son de igual importancia 3 A es ligeramente más importante que B 5 A es más importante que B 7 A es mucho más importante que B

Para aplicar este método, se han determinado los siguientes criterios:

· Operabilidad.

· Mantenibilidad.

· Disponibilidad.

· Confiabilidad.

· Tiempo de implementación.

· Impacto ambiental.

Además de estos criterios, se toman en cuenta también las tres alternativas. De esta forma, tanto los criterios como las alternativas se pueden analizar de manera jerárquica en cada escenario. El primer nivel jerárquico se enfoca en escoger el mejor escenario, el segundo en los criterios y el tercero en las alternativas.

En base a los criterios y la tabla 5.5, se procede a construir la tabla 5.6, que es una tabla de comparación de criterios.

198

TABLA 5.6: COMPARACIÓN ENTRE CRITERIOS CUALITATIVA Y CUANTITATIVAMENTE (Basado en Álvarez y De la A, 2010)

CRITERIO A CRITERIO B COMPARACIÓN PUNTAJE

Operabilidad

Mantenibilidad Son de igual importancia 1

Disponibilidad Es ligeramente menos

importante que 0.33

Confiabilidad Es ligeramente menos

importante que 0.33

Tiempo de implementación

Es más importante que 5

Impacto ambiental

Es ligeramente más importante que

3

Mantenibilidad

Disponibilidad Es ligeramente menos

importante que 0.33

Confiabilidad Es ligeramente menos

importante que 0.33



3

Impacto ambiental


3

Disponibilidad

Confiabilidad Son de igual importancia 1 Tiempo de

implementación Es más importante que 5

Impacto ambiental

Es más importante que 5

Confiabilidad


Es mucho más importante que

7

Impacto ambiental

Es mucho más importante que

7

Tiempo de

implementación Impacto

ambiental Son de igual importancia 1

La tabla 5.7 muestra la matriz de comparación de criterios. Cada criterio, en las filas, es enfrentado con cada criterio en columnas. Se coloca el número de Saaty, en el espacio correspondiente, con el fin de determinar los pesos de cada criterio. Al final de la tabla se encuentra la suma de cada criterio por columna.

199

TABLA 5.7: MATRIZ DE COMPARACIÓN DE CRITERIOS (Basado en Álvarez y De la A, 2010)

Operab. Mantenib. Disponib. Confiab. Tiempo

de implem.

Impacto amb.

Operab. 1 1 0.33 0.33 5 3 Mantenib. 1 1 0.33 0.33 3 3 Disponib. 3 3 1 1 5 5 Confiab. 3 3 1 1 7 7 Tiempo

de implem.

0.2 0.33 0.2 0.1428 1 1

Impacto ambiental

0.33 0.33 0.2 0.1428 1 1

TOTAL 8.53 8.66 3.06 2.9456 22 20

La tabla 5.8 expone la matriz de la tabla 5.7 ponderada. El valor de la sumatoria de cada criterio se divide para los valores que toman los diferentes criterios y se realiza una suma, por columna, para verificar que el resultado sea 1.

TABLA 5.8: MATRIZ DE COMPARACIÓN DE CRITERIOS PONDERADA (Basado en Álvarez y De la A, 2010)

Operab. Mantenib. Disponib. Confiab. Tiempo

de implem.

Impacto amb.

Operab. 0.117 0.115 0.108 0.112 0.227 0.150 Mantenib. 0.117 0.115 0.108 0.112 0.136 0.150 Disponib. 0.352 0.346 0.327 0.339 0.227 0.250 Confiab. 0.352 0.346 0.327 0.339 0.318 0.350 Tiempo

de implem.

0.023 0.038 0.065 0.048 0.045 0.050

Impacto ambiental

0.039 0.038 0.065 0.048 0.045 0.050

TOTAL 1 1 1 1 1 1

Se procede a sumar los valores de cada fila y generar el valor del promedio para derivar este valor en porcentaje. Este proceso se realiza para cada criterio.

200

La tabla 5.9 exhibe estos resultados.

TABLA 5.9: MATRIZ DEL PESO DE CADA CRITERIO EN PORCENTAJE (Basado en Álvarez y De la A, 2010)

Peso del Criterio % Operabilidad 0.138 13.831

Mantenibilidad 0.123 12.316 Disponibilidad 0.307 30.695 Confiabilidad 0.339 33.876

Tiempo de implementación 0.045 4.514 Impacto ambiental 0.048 4.768

Se procede a construir la matriz de decisión, donde se encuentran conjugados los criterios y las alternativas, y se jerarquiza cada escenario con el cálculo del peso de cada uno de ellos.

La tabla 5.10 presenta estos resultados.

TABLA 5.10: MATRIZ DE DECISIÓN DE LOS ESCENARIOS EN PORCENTAJE

Opera. Manteni Disponi Confiab Tiempo Implem.

Impa. Amb.

13.831

12.316 30.695 33.876 4.514 4.768

Peso Globales

de los Escena.

(%) Esce.

3 0.4068 0.3623 0.9029 0.9964 0.1328 0.1402 49.0233

Esce. 2

0.2774 0.2471 0.6157 0.6796 0.0906 0.0956 33.4333

Esce. 1

0.1466 0.1306 0.3254 0.3591 0.0479 0.0506 17.6695

A través de los resultados obtenidos en la tabla 5.10 se concluye que el tercer escenario es el mejor de todos.

201

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

· Considerable producción de petróleo, en el oriente ecuatoriano, proviene de campos maduros, por lo que en estos campos se debe implementar las Facilidades tempranas de producción. Además, estos campos presentan alta presencia de agua de formación, debido a esto se debe dimensionar de forma correcta los equipos en superficie para no crear emulsiones entre los fluidos, altos costos de operación, sobredimensionamiento de equipos, entre otros inconvenientes.

· El proyecto se basa en la metodología descrita por el PMI, y a través de ella, se ha asegurado el cumplimiento del alcance del mismo y sus objetivos. Además se ha sumado más entregables al proyecto.

· Para poder entender los diagramas P&ID, usados en la Industria, se debe conocer la simbología e identificar las variables de proceso en el lazo de control que se encuentren.

· El presente proyecto proporcionó la teoría necesaria para crear los siguientes programas:

1. Programa de dimensionamiento de equipos de una EPF. 2. Programa de monitoreo y control de una EPF.

· El programa de dimensionamiento de equipos de una EPF permite generar

los valores de las longitudes y diámetros de los equipos a través de datos de parámetros de fluidos, caudales, tiempo de retención, entre otros. Además permite dimensionar equipos que no pertenecen a la EPF, con lo que añade un plus a su servicio.

· El cliente, a través de la ayuda que provee la herramienta del programa de dimensionamiento de equipos de una EPF, puede escoger cuáles serán las longitudes y los diámetros del equipo que dimensionó. Estas dimensiones se adaptan a la necesidad del cliente, ya que es él, quien después de un análisis técnico – económico de su proyecto, debe escoger las dimensiones adecuadas en base a los resultados de su estudio.

202

· En el dimensionamiento del depurador de los gases, las longitudes que proporciona el programa son: d = 30 pulg, h = 0.03 pies, Hs/s = 6 y R = 2.544. En este caso, como R no pertenece al rango de 3 < R < 4, se concluye que se debe tomar las longitudes y diámetro que sean mayores al diámetro base. Como el diámetro base es: 32.3572 pulg, hay que buscar un diámetro mayor a este resultado; se tiene: d = 36 pulg, h = 0.02 pies y Hs/s = 7 pies.

· En el dimensionamiento del KOD, la capacidad del gas (85.50) es superior a la capacidad del líquido (50), con lo que se debe dimensionar este equipo en base a la capacidad del gas.

· En el dimensionamiento del KOD, las longitudes que genera el programa son: d = 18 pulg, Leff = 5 pies, Ls/s = 6 pies y R = 4.16. En este caso, como R no pertenece al rango de 3 < R < 4, se concluye que se debe tomar las longitudes y diámetro que sean mayores al diámetro base. Como el diámetro base es: 16.016 pulg, hay que buscar un diámetro mayor a este resultado; se tiene: d = 24 pulg, Leff = 4 pies y Ls/s = 6 pies.

· En el programa de dimensionamiento de equipos de una EPF, en el apartado de la Tea, el nivel de radiación que se toma para efectuar su dimensionamiento es al pie de la misma.

· La altura de la tea debe tener una altura mínima de 11.5 pies o 3.5 metros.

· La emisividad y la transmisividad del medio son los parámetros que más influyen al momento de dimensionar una tea, están en el orden de 0 a 1. Estos parámetros están en función de la radiación que emite el calor producido ocasionado por la quema del gas.

· El programa de monitoreo y control de la EPF permite vigilar los parámetros de caudal y presión. El caudal se lo monitorea a través del dato del BSW por equipo/trayectoria y la presión a través de las caídas de presión ocasionadas por flujo multifásico y accesorios en la trayectoria de un equipo a otro en las diferentes líneas.

· Las correlaciones que más sirven para encontrar las propiedades PVT de los fluidos son: Kartoatmodjo - Schmidt, Standing y Beggs y Brill.

· Con una presión adecuada a la entrada del separador de prueba se puede asegurar el ingreso del fluido al resto de equipos sin ninguna oposición al flujo ni adiciones innecesarias de bombas.

· El costo de alquiler de los equipos y el personal de la EPF, por día – fracción, es de $11206.62.

203

· En el estudio económico del proyecto, se realizó un análisis en base al valor del barril de petróleo (escenarios) y la producción que se espera tener (alternativas). En función a esto, resultó que el “Escenario optimista” – costo del barril de $50 - es en el que se obtiene mayores ganancias, así:

1. Alternativa 1: Ganancia de $131793.38. 2. Alternativa 2: Ganancia de $174693.38. 3. Alternativa 3: Ganancia de $203293.38.

Sin embargo, el “Escenario actual” – costo del barril de $35 - presenta valores interesantes de ganancia, así:

1. Alternativa 1: Ganancia de $88893.38. 2. Alternativa 2: Ganancia de $118923.38. 3. Alternativa 3: Ganancia de $138943.38.

Compitiendo de igual a igual el valor de ganancia de la Alternativa 3 del “Escenario actual” con el valor de la Alternativa 1 del “Escenario optimista”.

· Para elegir cuál de los escenarios es el mejor, se utilizó el método de

jerarquías analíticas. Se tomaron en cuenta los siguientes criterios: operabilidad, mantenibilidad, disponibilidad, confiabilidad, tiempo de implementación e impacto ambiental; y con ellos, se estableció que el mejor escenario era el “Optimista” con el 49.0233%, seguido del “Actual” con

33.433% y en tercer lugar el “Pesimista” con 17.6695%.

204

6.2 RECOMENDACIONES

· Se recomienda utilizar la metodología descrita por el PMI para gestionar proyectos, con la finalidad de encaminarlos hacia la consecución de objetivos a corto y largo plazo, con adición de entregables, dentro de un cronograma establecido, sin dejar de lado ningún área del conocimiento.

· Se recomienda que el usuario lea el manual de cada uno de los programas, antes de su uso, para que pueda manipularlos de la mejor forma y siempre provean valores correctos que sirvan al momento de la toma de decisiones.

· Cuando no exista un valor del diámetro de la partícula o el usuario no esté seguro de su valor, se debe colocar un valor de 100 micrones para realizar los cálculos de dimensionamiento de los equipos.

· En las “Pérdidas de calor en líneas de superficie” del Programa de monitoreo

y control de una EPF, se recomienda colocar un valor alto a la conductividad del acero (30 – 50 BTU/hr – pie - °F).

· En las “Pérdidas de calor en líneas de superficie” del Programa de monitoreo

y control de una EPF, se recomienda colocar un valor razonable a la longitud de la tubería. Esta consideración adicional no será útil si se coloca un valor muy grande en la extensión de la tubería, por lo que para su uso, se debe realizar el análisis de pérdidas de calor recortando el ducto en tramos cortos, con la finalidad de que el programa provea valores confiables y funcionales.

· Se recomienda utilizar el “Módulo PVT” del Programa de monitoreo y control

de una EPF para corroborar los datos PVT que se poseen o generar sus valores. En ocasiones se tiene una data antigua, y antes que realizar un nuevo estudio PVT, se recomienda utilizar las correlaciones que mejor se adapten al tipo de fluido que se esté analizando.

· Se recomienda que la empresa que esté realizando el estudio, precise los escenarios del costo del barril de petróleo, producción e inversiones, para poder realizar el estudio económico y mantenerse prevenido en lapsos de bajo costo del petróleo.

· Se recomienda realizar diferentes visitas a empresas del sector petrolero para socializar los programas y poder obtener diferentes criterios que provean mejoras en los mismos.

· En un futuro, se recomienda que se escriban códigos de los algoritmos y ecuaciones de los programas, en algún lenguaje computacional.

205

GLOSARIO

A

Amortización: establece la pérdida de valor de los activos que sufren por el paso del tiempo o por cambios en el valor en el mercado.

Anti escala: evita que los iones de los compuestos como carbonatos se unan para formar compuestos y se precipiten.

Anti parafínico: sirve para mantener las parafinas en dispersión de manera que no formen una capa sólida.

B

Burbujas de Taylor: son burbujas grandes de la fase de gas que se forman por la unión de pequeñas burbujas en ciertas condiciones de flujo del fluido. Las burbujas grandes se producen durante el flujo tapón y bache, o simplemente flujo intermitente.

C

Cavitación: es un fenómeno que se produce cuando la presión de succión en la entrada de la bomba es muy pequeña, formando burbujas o cavidades en el fluido. De esta manera se reduce la eficiencia de la bomba, existe mucho ruido y puede perderse la bomba en un corto periodo de tiempo.

Cizallamiento: es la deformación lateral que se produce por una fuerza externa tangencial.

Coalescencia: es el proceso a través del cual dos fases entran en contacto formando una fase mayor.

Correlación: es una ecuación matemática, de carácter empírico, que define el comportamiento más cercano a la realidad de una propiedad en particular, basándose en propiedades conocidas.

D

Demulsficante: son rompedores de emulsión. Su objetivo es obtener crudo seco y agua limpia.

206

Dilatación: es el aumento de longitud o volumen, que se observa en un cuerpo, como resultado del aumento de temperatura.

Dispersante: sustancia que facilita la dispersión de ciertas partículas que un líquido contiene en suspensión.

E

Efecto Coriolis: se entiende como la aceleración relativa perpendicular que experimenta un cuerpo con respecto al radio de un disco en rotación.

Emisividad: es la radiación térmica, emitida por una superficie u objeto, ocasionada por su temperatura.

Emulsión: es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos homogénea.

Eyector: es una bomba que sirve para expulsar un fluido a gran velocidad mediante la corriente de otro fluido.

F

Fase: es cada una de las partes, de un sistema, que se puede diferenciar del resto por sus propiedades características distintas.

Fuste: es una tubería encargada de transportar los gases de liberación o alivio hacia el quemador.

G

Gradiente: es la variación de una magnitud en función de la distancia.

H

Helicoidal: posee la forma de hélice.

I

Inmiscibles: son sustancias que al unirse no son capaces de formar una fase homogénea.

207

Instrumento de medición: es un aparato que se utiliza para realizar mediciones. Puede actuar de forma independiente del sistema o como parte integral del mismo.

Interfase: es una región del espacio que separa dos fases de propiedades físicas diferentes.

Interfaz del programa: espacio donde se desarrollan las interacciones y sus manualidades.

Interpolar: es un cálculo a través del cual se obtiene nuevos puntos partiendo del conocimiento de un conjunto discreto de puntos.

Iterativo: término que indica la acción repetitiva de un proceso, con el objetivo de generar un resultado.

M

Magnitud: es un atributo o propiedad de un fenómeno, del cual se puede obtener su valor cuantitativo después de realizar una medición. La magnitud debe ser expresada por el valor acompañado de la unidad correspondiente.

Momento: es la capacidad que presenta una fuerza para producir un giro o rotación alrededor de un punto.

N

Neumática: es una tecnología que emplea el aire comprimido como modo de transmisión de la energía, la cual proporciona movimiento o permite el funcionamiento de mecanismos.

P

Película: es una capa fina, generada por una fase, que cubre una superficie.

PMI: Project Management Institute, es una organización especializada en la enseñanza de la gestión directiva, administrativa y de liderazgo de proyectos de toda índole y condición.

PMBOK: Guía utilizada por el PMI para la dirección de proyectos.

Poder Calorífico Inferior: es la cantidad total de calor desprendido en la combustión completa de una unidad de masa de combustible1 sin contar la parte correspondiente al calor latente del vapor de agua generado en la combustión.

208

Presión capilar: es la diferencia de presión a través de la interfase, que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Presión crítica: es una característica que define el campo en que una sustancia determinada puede transformarse en vapor en presencia del líquido correspondiente.

R

Reservorio: también denominado yacimiento. Es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén).

Rotámetros: está formado por un tubo vertical, en el que se encuentra un flotador. El fluido ingresa por la parte inferior del rotámetro y mueve el flotador en dirección ascendente. El flotador se estabiliza cuando las presiones bajo y sobre el flotador llegan a estar en equilibrio. La estabilidad alcanzada en el tubo indica el flujo de paso y se puede leer de forma local.

Rotor: es el componente de una bomba que gira.

Rugosidad: es el conjunto de irregularidades que presenta una superficie.

S

Salinidad: es el contenido salino disuelto en un cuerpo de agua.

Salmuera: también denominado agua de formación. Es agua con alta concentración de sal.

Sensor: es un dispositivo que detecta variables físicas y las transforma en variables eléctricas.

Sistema: Conjunto de elementos ordenados que actúan con la finalidad de cumplir un objetivo.

Solubilidad: es una medida de la capacidad de disolverse de una determinada sustancia (soluto) en un determinado medio (solvente).

T

Temperatura crítica: es la temperatura límite por encima de la cual no es posible condensar un gas aumentando la presión.

209

Tensión: es la fuerza interna aplicada, que actúa por unidad de superficie o área sobre la que se aplica.

Transmisividad térmica: es la medida del calor que fluye por unidad de tiempo y superficie.

V

Viscosidad cinemática: es la relación que existe entre la viscosidad dinámica y la densidad del fluido.

210

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Sandoval, X. (2013). Presentación de curso: Administración de proyectos

estratégicos, Ecuador.

214

ANEXOS

215

ANEXO No 1

CORRELACIONES PVT

216

CORRELACIONES PVT

PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS

CORRECCIÓN DEBIDO A IMPUREZAS NO HIDROCARBURÍFERAS

El gas natural posee en su composición otros componentes diferentes a los hidrocarburos, los cuales afectan el valor de Z.

MÉTODO DE WICHERT Y AZIZ

El procedimiento es el siguiente (Bánzer, 1996):

1. Calcular la presión y temperatura pseudo críticas a través de las ecuaciones 2.2 y 2.3 o 2.4 y 2.5, dependiendo del sistema del gas.

2. Determinar el factor ε utilizando la siguiente ecuación:

( ) ( )[ ] [ ]4SH

0.5SH

1.6SHCO

0.9SHCO 222222

yy15yyyy120ε -++-+=

Donde:

ε = factor de corrección para las propiedades pseudo críticas del gas, R.

yCO2 = fracción molar del dióxido de carbono, adimensional.

yH2S = fracción molar del ácido sulfhídrico, adimensional.

3. Reemplazar el resultado del factor ε para estimar el valor de las propiedades

pseudo críticas corregidas en las siguientes ecuaciones:

217

εTT´ scsc -=

( )εyyT

T´PP´

2SHSHsc

scscsc

22-+

=

Donde:

P´sc = presión pseudo crítica corregida, psia.

T´sc = temperatura pseudo crítica corregida, R.

4. Determinar las propiedades pseudo reducidas con las ecuaciones 2.6 y 2.7.

MÉTODO DE CARR, KOBAYASHI Y BURROWS

El procedimiento es el siguiente (Bánzer, 1996):

1. Calcular la presión y temperatura pseudo críticas a través de las ecuaciones 2.2 y 2.3 o 2.4 y 2.5, dependiendo del sistema del gas.

2. Corregir las propiedades pseudo críticas por impurezas con las siguientes ecuaciones:

222 NSHCOscsc 170y600y440yPP´ -+-=

222 NSHCOscsc 250y130y80yTT´ -+-=

Donde:

yN2 = fracción molar del nitrógeno, adimensional.

3. Determinar las propiedades pseudo reducidas con las ecuaciones 2.6 y 2.7.

Para generar el valor del factor Z se utiliza, además del Método de Beggs y Brill, la siguiente correlación:

218

MÉTODO DE PAPAY

0.8157Tsr

2sr

0.9813Tsr

sr

10

0.274P

10

3.52P1Z +-=

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS

Es la relación entre el volumen que ocupa la masa del gas en condiciones de presión y temperatura del yacimiento y el volumen que ocupa la misma masa del gas a condiciones estándar (Bánzer, 1996). Se determina de la siguiente manera:

ZT

P0.02827βg =

Donde:

T = temperatura, R.

VISCOSIDAD DEL GAS

CORRELACIÓN DE CARR, KOBAYASHI Y BURROWS

Para determinar el valor de la viscosidad se realizan los siguientes pasos (Bánzer, 1996):

1. Determinar el valor de la viscosidad a la presión atmosférica y temperatura del reservorio.

( ) g33

g65

gl logγ10*6.1510*8.188Tγ10*2.06210*1.709μ ---- -+-=

Donde:


219

2. Generar los valores de las correcciones debidas a las impurezas.

( )3g

3NN 10*9.59logγ10*8.48yC

22

-- +=

( )3g

3COCO 10*6.24logγ10*9.08yC

22

-- +=

( )3

g3

SHSH 10*3.73logγ10*8.49yC22

-- +=

3. Calcular la viscosidad corregida por impurezas.

SHCONglglc 222CCCμμ +++=

4. Determinar el cociente μg/µgl mediante el siguiente ajuste. Las 15 constantes

se presentan en la tabla.

( )( )( )3

sr152sr14sr1312

3sr

3sr11

2sr10sr98

2sr

3sr7

2sr6sr54sr

3sr2

2sr2sr10sr

gl

g

PaPaPaaT

PaPaPaaT

PaPaPaaT

PaPaPaaTμ

μln

++++

++++

++++

+++=÷÷ø

öççè

æ

a0 -2.46211820 E +00 a8 -7.93385684 E -01 a1 2.97054714 E +00 a9 1.39643306 E +00 a2 -2.86264054 E -01 a10 -1.49144925 E -01 a3 8.05420522 E -03 a11 4.41015512 E -03 a4 2.80860949 E +00 a12 8.39387178 E -02 a5 -3.49803305 E +00 a13 -1.86408848 E -01 a6 3.60373020 E -01 a14 2.03367881 E -02 a7 -1.04432413 E -02 a15 -6.09579263 E -04

5. Finalmente se determina la viscosidad del gas.

glcgl

gg μ

μ

μμ ÷

÷ø

öççè

æ=

220

PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

PRESIÓN DE BURBUJA

Se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar un sistema del estado líquido al estado de dos fases. La fase líquida está en equilibrio con un valor infinitesimal de gas libre. En presiones menores a la presión de burbuja se forman dos fases en equilibrio: líquida (petróleo con gas en solución) y gaseosa (gas natural). Por encima de la presión de burbuja el petróleo está subsaturado y por debajo el petróleo está saturado (Bánzer, 1996).

CORRELACIÓN DE STANDING

( )1.4F18.2Pb -=

Donde:

API)0.0125(0.00091T

0.83

g

sb 10γ

RF °-

÷÷ø

öççè

æ=


Rsb = razón de gas - petróleo en solución a P ≥ Pb, pcs/BF.

CORRELACIÓN DE LASATER

El proceso para determinar el valor de la presión de burbuja es el siguiente (Bánzer, 1996):

1. Generar el valor del peso molecular efectivo del petróleo.

API10630Mo °-=

2. Determinar la fracción molar de gas en el sistema.

221

o

osb

sb

g

M

350γ

379.3

R379.3

R

y

+=

Donde:

yg = fracción molar del gas, adimensional.

3. Estimar el valor del factor de presión de burbuja.

Para yg ≤ 0.60:

0.323).786y0.679exp(2T

γPg

gb -=

Para yg > 0.60:

0.323).786y0.679exp(2T

γPg

gb -=

4. Determinar la presión de burbuja.

÷÷ø

öççè

æ=

g

gb

bγ

T

T

γPP

Donde:

T = temperatura, R.

CORRELACIÓN DE VÁZQUEZ Y BEGGS

2c

1

3g1

sbb

T

APIcexpγc

RP

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷ø

öçè

æ °=

222

Donde:

T = temperatura, R.

La tabla muestra los valores de los coeficientes usados en esta correlación (Brill y Mukherjee, 1999).

COEFICIENTES °API ≤ 30 °API> 30 C1 0.0362 0.0178 C2 1.0937 1.1870 C3 25.724 23.931

CORRELACIÓN DE GLASO

[ ]2gF)0.30218(lo1.7447logF1.7669b 10P -+=

Donde:

0.989

0.1720.816

g

sb

API

T

γ

RF

°÷÷ø

öççè

æ=


El autor desarrolló ecuaciones para corregir la presión de burbuja por presencia de gases no – hidrocarburos: nitrógeno, dióxido de carbono y/o ácido sulfhídrico (Bánzer, 1996).

[ ][ ] 2

N4.69911

N34

N

2

22

y2.366)API(0.027)TAPI10*(1.954..........

y0.8295)API(0.0931)T10*5.5API10*2.65(1.0C

-°+°+

-°++°-+=-

--

2

SHSHSH 222API)y0.019(45API)y0.0015(0.90351.0C °-+°+-=

1.553COCO T693.8y1.0C

22

--=

Donde:


223

Estas correcciones son factores de multiplicación aplicados a la presión de burbuja determinada con cualquier correlación.

bCOSHNbc PCCCP222

=

Donde:

Pbc = presión de burbuja corregido por impurezas, psia.

CORRELACIÓN DE AL-MARHOUN

1.326573.1437o

1.87784g

0.715082sb

3b TγγR10*5.38088P --=

Donde:

T = temperatura, R.

CORRELACIÓN DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT

4

3

2

C

T

APIC

Cg1

sbb

10γc

RP

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

=÷÷ø

öççè

æ °

Donde:

T = temperatura, R.

La tabla expone los valores de los coeficientes usados en esta correlación (Bánzer, 1996).

COEFICIENTES °API ≤ 30 °API> 30 C1 0.05958 0.03150 C2 0.7972 0.7587 C3 13.1405 11.2895 C4 0.9986 0.9143

224

RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO

También denominado solubilidad del gas; se define como el volumen de gas disuelto en un barril de petróleo a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Cuando un crudo tiene en solución la máxima cantidad de gas se dice que está saturado, causando liberación de gas cuando la presión disminuye. Por otra parte, cuando el crudo posee una cantidad menor de gas se dice que está subsaturado o que tiene escasez de gas (Brill y Mukherjee, 1999).


( )1.2048

0.000917API0.0125gs 101.4

18.2

PγR ú

û

ùêë

é÷ø

öçè

æ += -°

Donde:

Rs = solubilidad del gas a P < Pb, pcs/BF.


CORRELACIÓN DE LASATER

El procedimiento para estimar el valor de la solubilidad del gas es el siguiente (Bánzer, 1996):

1. Calcular el factor de presión de burbuja.

T

γPP

gbf =

2. Determinar la fracción molar del gas.

Para Pbγg/T < 3.29:

225

÷÷ø

öççè

æ+= 0.476

T

1.473γ0.359lny

gg

Para Pbγg/T ≥ 3.29:

0.281

gg 0.236

T

0.121Pγy ÷÷

ø

öççè

æ-=

3. Generar el valor de la solubilidad del gas a través de la siguiente expresión:

÷÷ø

öççè

æ

-÷÷ø

öççè

æ=

g

g

o

os y1

y

M

132755γR


úû

ùêë

é÷ø

öçè

æ °=T

APIcexpPγcR 3

Cgc1s

2

Donde:

T = temperatura, R.


1.2255

*b0.172

0.989

gs PT

APIγR ÷÷

ø

öççè

æ °=

Donde:

( )[ ]{ }0.5P3.3093log14.18112.8869*b 10P --=


226


( )ePTγaγR dco

bgs =

Donde:

T = temperatura, R.

La tabla expone los valores de las constantes usadas en esta correlación (Brill y Mukherjee, 1999).

a 185.843208 b 1.877840 c -3.1437 d -1.32657 e 1.398441


Para °API ≤ 30:

T

API13.14051.00140.7972

gcs 10P0.05958γR°

=

Para °API > 30:

T

API11.2891.09370.7587

gcs 10P0.0315γR°

=

Donde:

T = temperatura, R.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO

Se define como el cambio de volumen que se aprecia en la fase líquida, al cambiar de las condiciones del yacimiento a condiciones estándar, debido a la expansión

227

líquida y/o liberación del gas en solución. El valor del factor volumétrico del petróleo es igual o mayor a 1 (Bánzer, 1996).

CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SATURADO


21.0.5

o

gso 1.25T

γ

γR0.000120.9759β

úú

û

ù

êê

ë

é+÷÷

ø

öççè

æ+=

Donde:

βo = factor volumétrico del petróleo a P < Pb, bl/BF.



( )S32gc

S1o RCCγ

API60)(TRC1.0β +÷

÷ø

öççè

æ °-++=

Donde:


La tabla muestra los valores de los coeficientes usados en esta correlación (Brill y Mukherjee, 1999).

COEFICIENTES °API ≤ 30 °API> 30 C1 4.677 E -04 4.670 E -04 C2 1.751 E -05 1.100 E -05 C3 -1.811 E -08 1.337 E -09

228


Ao 101.0β +=

Donde:

2*ob

*ob )gβ0.27683(loβ2.91329log6.58511A -+-=

0.9687Tγ

γRβ

0.526

o

g

s*ob +÷÷

ø

öççè

æ=


CORELLACIÓN DE AL MARHOUN

25

23o

F10*0.318099

F10*0.182594T10*0.862930.497069β

-

--

+

++=

Donde:

1.202040o

0.323294g

0.742390s γγRF -=

T = temperatura, R.


1.50o 0.0001F0.98496β +=

Donde:

0.45TγγRF 1.500.25gc

0.755s += -


Si se desea conocer el factor volumétrico del petróleo en el punto de burbuja se debe reemplazar Rs por Rsb.

229

CORRELACIONES PARA PETRÓLEO SUBSATURADO

El factor volumétrico del petróleo, para presiones mayores de la presión de burbuja, se ve influenciado por la compresibilidad isotérmica del petróleo (Bánzer, 1996), y se determina de la siguiente manera:

[ ]P)(PCexpββ boobo -=

Donde:

βob = factor volumétrico del petróleo a la presión de burbuja, bl/BF.

Co = compresibilidad isotérmica del petróleo, psia-1.

COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL PETRÓLEO

Se define como la variación fraccional en volumen de crudo cuando la presión varía a temperatura constante. Para un petróleo subsaturado su volumen disminuye conforme la presión aumenta, mientras que para un petróleo saturado su volumen aumenta debido al gas que se va disolviendo. En el punto de burbuja existe una discontinuidad causado por la liberación de la primera gota de gas (Bánzer, 1996).



úû

ùêë

é

--

--+= -

12.928)PP0.0007141(

79.1)P0.0042(Pρexp10C

b

bob6o


5

gcso 10*P

API12.611180γ17.2T5R1433C

°+-++-=

230

Donde:


CORRELACIÓN DE PETROSKY Y FARSHAD

0.59060.67290.32720.1885g

0.69357s

7o PTAPIγR10*1.705C -- °=


6

0.35505gc

0.766060.36130.5002s

o 10*P

γTAPI6.8257RC

°=


Para presiones menores a la presión de burbuja, el volumen del petróleo aumenta con presión debido al gas disuelto en el líquido (Bánzer, 1996). Esto se expresa así:

T

÷ø

öçè

æ¶

¶+÷

ø

öçè

æ¶

¶-=

P

R

β

β

P

β

β

1C s

o

g

T

o

oo


0.20.5

o

gs

0.5

o

g5

Ts

o 1.25Tγ

γR

γ

γ10*14.4

R

β

úúû

ù

êêë

é+÷÷

ø

öççè

æ÷÷ø

öççè

æ=÷÷

ø

öççè

æ

¶

¶ -

51.150.83P

R

P

R s

T

s

+=÷

ø

öçè

æ¶

¶

231


( )55366logF2.913290R

β

Ts

o -=÷÷ø

öççè

æ

¶

¶

[ ]0.526

o

ggF)0.27683(loF2.91329log6.58511

γ

γ

F

110

2

÷÷ø

öççè

æ÷ø

öçè

æ-+-

( )0.5

s

T

s

3.3093logP14.1811P

R2.02777

P

R

-=÷

ø

öçè

æ¶

¶ (A.2.56)


s

263

Ts

o

R

F10*4.723F10*1.35556

R

β -- +=÷÷

ø

öççè

æ

¶

¶

P

R1.3984

P

R s

T

s =÷ø

öçè

æ¶

¶

DENSIDAD DEL PETRÓLEO

MÉTODO DE KATZ

÷÷ø

öççè

æ+

÷÷ø

öççè

æ+

=

ga

gs

gs

o

sc

12.1ρ

γR5.615

12.1

γR250.27γ

ρ

Donde:

( ) ( )[ ] ( )gAPI0.00226

ga γlogAPI22.92log94.7510*28.52ρ °-+= °-

ρsc = densidad del petróleo a condiciones estándar, lb/pc.

ρga = densidad aparente del gas disuelto, lb/pc.

232


( )[ ]PPCexpρρ boobo -=

Donde:

ρob = densidad del petróleo a la presión de burbuja, lb/pc.

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

CORRELACIONES PARA PETRÓLEO MUERTO

Las siguientes correlaciones permiten generar el valor de la viscosidad del petróleo muerto (sin gas en solución), a la presión atmosférica de 14.6 psia y la temperatura del yacimiento. En este caso el valor de la viscosidad del petróleo será alto por la ausencia de gas en solución (Brill y Mukherjee, 1999).

CORRELACIÓN DE BEAL

a

4.53

7

od 200T

360

API

10*1.80.32μ úû

ùêë

é+ú

û

ùêë

é

°+=

Donde:

÷ø

öçè

æ°

+

= API

8.330.43

10a

µod = viscosidad del petróleo libre de gas a presión atmosférica, cp.


( ) ( )a3.44410od APIlogT10*3.141μ °= -

Donde:

36.44710.313logTa -=

233


( ) ( ) ( ) 26.9718T5.7526log2.81778od APIlogT10*16.0μ

-- °=


Las siguientes correlaciones permiten generar el valor de la viscosidad del petróleo con gas en solución a presiones menores o iguales a la presión de burbuja. En este caso el valor de la viscosidad disminuye debido a que la presión incrementa junto con la solubilidad del gas (Brill y Mukherjee, 1999).

CORRELACIÓN DE CHEW Y CONNALLY

( )bodob μAμ =

Donde:

( )[ ]4s

7s 107.4R102.2R10A

-- ´-´=

s3

s3

s5 R103.74R101.1R108.62 10

0.062

10

0.25

10

0.68b

--- ´´´++=

µob = viscosidad del petróleo a P ≤ Pb, cp.


2ob 0.0004034f0.9824f0.06821μ ++-=

Donde:

( ) ( )s0.00081Rs *100.51650.43

od0.000845R μ10*0.84240.2001f

-+-+=

234


Las siguientes correlaciones permiten generar el valor de la viscosidad del petróleo a presiones mayores a la presión de burbuja, conociendo antes, la viscosidad en el punto de burbuja (Brill y Mukherjee, 1999).

CORRELACIÓN DE BEAL

( )0.56ob

1.6ob

b

obo 0.038μ0.024μPP0.001

μμ+=

-

-

Donde:

µo = viscosidad del petróleo subsaturado, cp.


5P5103.91.187 102.6P

bobo P

Pμμ

-÷øöç

èæ -´-

÷÷ø

öççè

æ=


( )( )1.59ob

1.8148ob

4bobo 0.038μμ10*65.17PP0.0011271.00081μμ +--+= -

CORRELACIÓN DE KHAN

( )[ ]b6

obo PP10*9.6expμμ -= -

235

PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA

DENSIDAD DEL AGUA

CORRELACIÓN DE MCCAIN

23w l S10*1.600740.438603S62.368ρ -++=

Donde:

ρwl = densidad de una salmuera a condiciones estándar, lb/pc

S = salinidad en porcentaje por peso de sólidos disueltos, 1% = 10000 ppm.

El valor de la densidad del agua se estima dividiendo la densidad de una salmuera a condiciones estándar para el factor volumétrico del agua (Bánzer, 1996).

RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN – AGUA

Se define como el volumen de gas disuelto en un barril de agua a condiciones de presión y temperatura del yacimiento (Bánzer, 1996).

CORRELACIÓN DE CULBERSON Y MCKETTA

2sw p CPBPAR ++=

Donde:

37242 T10*2.1654T10*1.91663T10*6.122658.15839A --- -+-=

310

2752

T10*2.94883......

T10*3.05553T10*7.4424110*1.01021B-

---

-

+-=

236

7----+

--+-=

÷÷

ø

ö

çç

è

æ10*

4T910*2.370493T610*2.34122

2T410*8.534250.13023T9.02505C

Rswp = solubilidad del gas metano en agua pura, PCS/BF.


El ajuste por efectos de la salinidad se expresa de la siguiente manera:

0.285854T0.0840655S

sw p

sw 10R

R --=

Donde:

S = salinidad en porcentaje por peso de sólidos disueltos, 1% = 10000 ppm.

Finalmente la solubilidad del gas en agua se consigue multiplicando EL ajuste por efectos de la salinidad por la solubilidad del gas metano en agua pura.

CORRELACIÓN DE MCCOY

2sw p CPBPAR ++=

Donde:

253 T10*3.59T10*3.452.12A -- -+=

275 T10*1.48T10*5.260.0107B -- --=

21197 T10*1.02T10*3.910*8.75C --- -+-=


El factor que corrige por efectos de la salinidad es:

237

( )ST10*1.730.07531R

R 4

sw p

sw ---=

Finalmente la solubilidad del gas en agua se consigue multiplicando el factor que corrige por efectos de la salinidad por la solubilidad del gas metano en agua pura.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA

Se define como la razón que existe entre el volumen que ocupa la unidad volumétrica de agua más su gas en solución en el yacimiento y el mismo volumen de agua a condiciones estándar sin la presencia de gas (Brill y Mukherjee, 1999).

CORRELACIONES PARA YACIMIENTOS SATURADOS

CORRELACIÓN DE MCCAIN

( )( )w Tw Pw Δ1Δ1β ++=

Donde:

2107

2139w P

P10*2.25341P10*3.58922.........

TP10*1.72834PT10*1.95301Δ

--

--

--

--=

2742

w T T10*5.50654T10*1.3339110*1.0001Δ --- ++-=

βw = factor volumétrico del agua, bl/BF.



2w p CPBPAβ ++=

238

Donde:

βwp = factor volumétrico del agua pura, bl/BF.

Para agua pura saturada con gas se utilizan las siguientes ecuaciones:

275 T10*8.5T10*6.350.9911A -- ++=

21296 T10*4.57T10*3.49710*1.093B --- +--=

2151311 T10*1.43T10*6.42910*5.0C --- -+-=

Donde:


El factor de corrección por salinidad se calcula con la siguiente ecuación:

( )( )( )( ) ú

úû

ù

êêë

é

---

--++=

--

---

2138

1068

w p

w

60TP10*8.510*3.23

60TP10*1.9510*5.47P10*5.1S1

β

β

Finalmente el factor volumétrico del agua se consigue multiplicando el factor de corrección por salinidad por el factor volumétrico del agua pura.

CORRELACIONES PARA YACIMIENTOS SUBSATURADOS

( )[ ]PPCexpββ bww bw -=

Donde:

Cw = compresibilidad isotérmica del agua, psia-1.

239

VISCOSIDAD DEL AGUA

CORRELACIÓN DE VAN WINGEN

( )252w T10*1.982T10*1.4791.003expμ -- +-=

Donde:


CORRELACIÓN DE MATTHEWS Y RUSSEL

T

BAμw l +=

Donde:

20.000393S0.009313S0.04518A -+-=

20.09576S70.634B +=

µwl = viscosidad del agua a la presión atmosférica, cp.

El factor de corrección por presión se determina con la siguiente expresión:

( )40TP10*3.51f 212 -+= -

El valor de la viscosidad del agua a la presión deseada se encuentra multiplicando el factor f por la viscosidad del agua a la presión atmosférica.


÷ø

öçè

æ-= 140T

247.8

w p 10*0.02414μ

240

Donde:

μwp= viscosidad del agua pura, cp.

T = temperatura, K.

La corrección debido a la salinidad se expresa de la siguiente forma:

( )( )1.54320.5

2.540.53

w p

w

S10*3.44S10*2.76T10*1.35T.........

S102.18S10*1.871μ

μ

---

--

--+

´+-=

Donde:


Finalmente la viscosidad del agua se calcula multiplicando la corrección debido a la salinidad por la viscosidad del agua pura.

241

ANEXO No 2

EXPANSIÓN Y CONTRACCIÓN DE LA TUBERÍA

24

2

EX

PA

NS

IÓN

GR

AD

UA

L (

En

ba

se

a M

ott

, 20

06

)

Á

NG

UL

O D

EL

CO

NO

(°)

D2/

D1

2

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

1.1

0

.01

0.0

1 0

.03

0.0

5 0

.1

0.1

3 0

.16

0.1

8 0

.19

0.2

0

.21

0.2

1

0.2

3 1

.5

0.0

2 0

.02

0.0

6 0

.13

0.2

5 0

.33

0.3

9

0.4

4 0

.48

0.5

1 0

.55

0.5

5

0.5

7 2

0

.03

0.0

3 0

.07

0.1

6 0

.29

0.3

7 0

.46

0.5

2 0

.56

0.6

0

.63

0.6

3

0.6

8 2

.5

0.0

3 0

.03

0.0

8 0

.16

0.3

0

.38

0.4

8

0.5

4 0

.58

0.6

2 0

.65

0.6

5

0.7

3

0

.03

0.0

3 0

.08

0.1

6 0

.31

0.3

9 0

.48

0.5

4 0

.59

0.6

3 0

.66

0.6

6

0.7

1 3

.5

0.0

3 0

.03

0.0

8 0

.16

0.3

1 0

.4

0.4

9

0.5

6 0

.6

0.6

4 0

.67

0.6

7

0.7

2 4

0

.03

0.0

3 0

.08

0.1

6 0

.31

0.4

0

.49

0.5

6 0

.6

0.6

4 0

.67

0.6

7

0.7

2 4

.5

0.0

3 0

.03

0.0

8 0

.16

0.3

1 0

.4

0.4

9

0.5

6 0

.6

0.6

4 0

.67

0.6

7

0.7

2 5

0

.03

0.0

3 0

.08

0.1

6 0

.31

0.4

0

.49

0.5

6 0

.6

0.6

4 0

.67

0.6

7

0.7

2

242

24

3

CO

NT

RA

CC

IÓN

GR

AD

UA

L (

En

ba

se

a M

ott

, 2

006

)

ÁN

GU

LO

DE

L C

ON

O (

°)

D1/

D2

3

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

1,1

0

.073

0

.068

0

.056

0

.02

0.0

2 0

.02

0.0

2 0

.02

0.0

2 0

.02

0.0

38

0.0

38

1,5

0

.078

0

.066

0

.053

0

.043

0

.043

0

.043

0

.043

0

.043

0

.043

0

.043

0

.064

0

.064

2

0

.1

0.0

72

0.0

47

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.06

0.0

6 2

,5

0.1

08

0.0

85

0.0

48

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.072

0

.072

3

0

.116

0

.092

0

.054

0

.052

0

.052

0

.052

0

.052

0

.052

0

.052

0

.052

0

.08

0.0

8 3

,5

0.1

18

0.0

94

0.0

56

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

81

0.0

81

4

0.1

18

0.0

94

0.0

56

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

54

0.0

81

0.0

81

4,5

0

.118

0

.094

0

.056

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.081

0

.081

5

0

.118

0

.094

0

.056

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.054

0

.081

0

.081

243

24

4

CO

NT

INU

AC

IÓN

Á

NG

UL

O D

EL

CO

NO

(°)

D

1/D

2 6

0 6

5 7

0 7

5 8

0 8

5 9

0 9

5 1

00

10

5 1

10

11

5 1

.1

0.0

38

0.0

38

0.0

38

0.0

38

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.04

0.0

4 0

.06

0.0

6 0

.06

1.5

0

.064

0

.064

0

.064

0

.064

0

.113

0

.113

0

.14

0.1

4 0

.14

0.1

7 0

.17

0.1

7 2

0

.06

0.0

6 0

.06

0.0

6 0

.125

0

.125

0

.17

0.1

7 0

.17

0.2

2 0

.22

0.2

2 2

.5

0.0

72

0.0

72

0.0

72

0.0

72

0.1

37

0.1

37

0.1

86

0.1

86

0.1

86

0.3

2 0

.32

0.3

2 3

0

.08

0.0

8 0

.08

0.0

8 0

.137

0

.137

0

.188

0

.188

0

.188

0

.36

0.3

6 0

.36

3.5

0

.081

0

.081

0

.081

0

.081

0

.137

0

.137

0

.19

0.1

9 0

.19

0.3

6 0

.36

0.3

6 4

0

.081

0

.081

0

.081

0

.081

0

.137

0

.137

0

.19

0.1

9 0

.19

0.3

6 0

.36

0.3

6 4

.5

0.0

81

0.0

81

0.0

81

0.0

81

0.1

37

0.1

37

0.1

9 0

.19

0.1

9 0

.36

0.3

6 0

.36

5

0.0

81

0.0

81

0.0

81

0.0

81

0.1

37

0.1

37

0.1

9 0

.19

0.1

9 0

.36

0.3

6 0

.36

244

245

CONTINUACIÓN

ÁNGULO DEL CONO (°) D1/D2 120 125 130 135 140 145 150 1.1 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07 0.07 0.1 1.5 0.195 0.195 0.195 0.195 0.195 0.195 0.25 2 0.264 0.264 0.264 0.264 0.264 0.264 0.348

2.5 0.277 0.277 0.277 0.277 0.277 0.277 0.361 3 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.36

3.5 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.36 4 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.36

4.5 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.36 5 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.279 0.36

246

ANEXO No 3

TEORÍA DE PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

247

PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE DURANTE EL FLUJO DE FLUIDOS CALIENTES

CALOR

El calor es la energía que se transfiere como resultado de un gradiente de temperatura. Fluye de regiones de altas temperaturas a regiones de bajas temperaturas (Cengel, 2007).

MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR

1. CONDUCCIÓN

Se produce cuando dos cuerpos están en contacto. La transferencia de calor se genera desde el cuerpo de mayor temperatura hacia el de menor temperatura.

2. RADIACIÓN

Se produce por la radiación electromagnética emitida por un cuerpo gracias a su temperatura.

3. CONVECCIÓN

La transferencia de calor se genera desde el fluido en movimiento hacia la superficie que se encuentra en contacto con él. Existen dos tipos:

a. Convección forzada, cuando el movimiento del fluido es ocasionado por alguna fuerza externa (bomba).

b. Convección libre, cuando el movimiento se debe por diferencia de densidades, ocasionado por la diferencia de temperaturas.

248

PÉRDIDAS DE CALOR EN LÍNEAS DE SUPERFICIE

La pérdida de calor en líneas de superficie depende del diámetro y longitud de la tubería, la temperatura del fluido caliente en la línea y la temperatura del medio ambiente que la rodea.

Para determinar el valor de estas pérdidas se realiza el siguiente proceso:

1. Asumir una temperatura T2 (°F). Debe ser mayor a la temperatura del ambiente.

2. Con esta temperatura generar las propiedades físicas del aire.

2-+= -

2-85

a T10*3.744T10*8.8480.771ρ --= -

-+= -

2-85

pa T10*1.027T10*1.3900.2382C -+= -

--+= -

Donde:

Ka: conductividad térmica del aire, BTU/hr-pie-°F.

μa: viscosidad dinámica, lb/pie-hr (igual a 0.41427 cp).

Cpa: capacidad calorífica del aire a presión constante, BTU/pc-°F.

βa: coeficiente de expansión volumétrica del aire, pie/pie-°F.

3. Determinar el coeficiente de convección entre el fluido existente en el medio ambiente exterior a la tubería (hce).

249

3.1. Cuando la velocidad del viento es 0, la convección es libre.

( )[ ]4

1

÷÷ø

öççè

æ-=

a

apa

2a

a4

1

ambe3ext

ext

ace K

μC*

ν

gβTTD

D

K 0.53h

3.2. Convección forzada.

3.2.1. Si 1000 < 8800DextVw < 50000:

( )

4ext

0.6wa

pace D

vρ19.3Ch =

3.2.2. Si 8800DextVw > 50000:

÷÷ø

öççè

æ=

Donde:

Dext: diámetro exterior de la tubería, pie.

va : viscosidad cinemática del aire, pie2/s.

g: constante de la gravedad; 4.17 * 108 pie/hr.

4. Generar el valor del coeficiente de transferencia de calor total para el sistema, referido al área exterior del mismo (BTU/hr-pie2 -°F)

h

1U

-1

ce÷÷ø

öççè

æ=

250

5. Calcular el valor de la tasa de pérdidas de calor (BTU/hr).

( ) TTUAq asext -=

Donde:

Aext = área externa de la tubería, pie2.

Ts = temperatura del fluido, °F.

Ta = temperatura del ambiente, °F.

6. Generar el valor de T2 calculado.

2πK

D

D2.3qlog

-TTacero

i

ext

s2

úúúúú

û

ù

êêêêê

ë

é÷÷ø

öççè

æ

=

Realizar iteraciones en los cálculos desde el paso 1, tomando como T2 asumida la T2 calculada en el paso 7, hasta que exista convergencia.

DESARROLLO DE ALGORITMOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO ...

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