UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA

"FACTIBILIDAD DE INCORPORACIÓN DE UNA UNIDAD

RECUPERADORA DE VAPOR EN LA PLANTA DESHIDRATADORA Y

DESALADORA DE PETROLERA SINOVENSA MORICHAL".

REALIZADO POR:

MALAVE MARCANO VICTOR ALFONSO

C.I: 17092862

Trabajo De Grado Presentado Como Requisito Parcial Para Optar

Al Título De

INGENIERO DE PETRÓLEO

Maturín, marzo de 2013

i

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El crudos Extra pesado producido en las macollas requiere para su transporte el

uso de diluente en vista de que son crudos extrapesados, para ellos se usa  nafta, un

hidrocarburo que se obtiene de la destilación de la gasolina el cual es  mucho más

liviano, y es tradicionalmente   usado por las Empresas Mixtas;  y que llega a la

planta DSDS (sistema de almacenamiento y distribución de diluente) a través del

sistemas de tuberías.

Debido a la alta viscosidad que presentan los crudos es necesario en los pozos

implementar sistemas de levantamiento artificial como: bombeo eletrosumergible y

bombeo de cavidad progresiva para ayudar a la extracción y mezcla con el diluente.

Una vez que el crudo ha alcanzado la superficie se recolecta mediante un sistema

de líneas de flujo que van desde el cabezal, donde se inyecta el diluente, hasta la

Estaciones de Flujo para realizar la separación del gas contenidos en el petróleo. Al

salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con

los distintos usos y aplicaciones establecidas.

El crudo procesado en la estación de flujo es bombeado a través de un oleoducto

hasta a la planta deshidratadora y desaladora se recolecta en los tanque 1001 y 1002,

los cuales son de techo fijo, para luego ser sometido a proceso de deshidratación y

desalación con la finalidad de cumplir con los estándares de calidad,<1%H2O y

<15%PTB salinidad, luego de este proceso el crudo limpio es almacenado en los TK-

1101/02, donde es fiscalizado y entregado a coordinación operacional para su

transferencia hasta José.

ii

Actualmente el proceso de llenado y vaciado de los tanques en la planta

deshidratadora y desaladora es constante ocasionando que los fluidos no

permanezcan estables, este efecto de agitación ocasiona que los componentes más

livianos se liberen y sean enviados directamente al flare, junto con el gas que se

inyecta para mantener el equilibro de presión que evita que se contraigan las paredes

del tanque debido al espacio vacío existente entre el fluido y el techo del tanque,

creando además un ambiente de riesgo en el área ya que se libera metano un gas de

efecto invernadero relativamente potente que además contribuye al calentamiento

global del planeta Tierra.

Debido a lo anteriormente expuesto, mediante pruebas de laboratorio se

determinará el volumen de vapores generados en los tanques de almacenamiento. Y

usando el simulador (pipephase), se simulara el flujo multifasico en estado

estacionario en las redes de tuberías, que permitirán el flujo de hidrocarburos así

como de agua y vapor. Todo ello con el fin de estudiar la factibilidad de

incorporación de una recuperadora de vapores la cual tiene sus elementos de

seguridad y presiones contra combustiones y se encarga de hacer pasar estos vapores

a través de un tren de compresión logrando así garantizar la reducción de las

emisiones de vapores que permita recuperar las fracciones livianas liberadas en

dichos vapores en pro buscar el aprovechamiento de este recurso, y generar

ganancias extras para la industria debido a que minimiza la compra de combustibles a

otras compañías, la pérdida de hidrocarburos livianos en solución dentro de los

vapores, y reducir la contaminación del aire en el área causada por la cantidad de

vapor liberado del tanque entre otros beneficios.

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OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

Objetivo general

Evaluar la Factibilidad de Incorporación de una unidad recuperadora de vapor en la

Planta Deshidratadora y Desaladora de Petrolera Sinovensa Morichal"

Objetivos específicos

Describir el proceso de la planta deshidratadora y desaladora de la petrolera

sinovensa morichal

Caracterizar los fluidos contenidos en los tanques para hacer un análisis de su

comportamiento

Conocer mediante pruebas de destilación la temperatura a la cual se empieza a

liberar los vapores del crudo

Estimar el volumen evaporado en el tanque

Estudiar la ubicación de la unidad recuperadora de vapor

Evaluar la factibilidad de incorporación de una unidad recuperadora de vapor

1.2 JUSTIFICACIÓN

Los tanques de techo fijo que se encuentran en la planta deshidratadora y

desaladora de la petrolera sinovensa morichal recibe crudo de las diferentes macollas

y que luego es enviando a la refinería de jose en el estado Anzoátegui, un aumento de

temperatura en dichos tanques bien sea por como cambios de clima extremos,

aplicación de calor adicional, entre otros factores, incide en que los componentes

livianos en el crudo se evaporan produciendo pérdidas.

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La pérdida por llenado ocurre durante un aumento en el nivel de líquido en el

tanque, cuando la mezcla aire-vapor en el espacio de vapor se comprime y hace que

la presión en el tanque exceda la presión límite de la válvula de alivio, expulsando los

vapores del tanque, para mantener la presión cerca de los valores de alivio.

Igualmente durante el vaciado en los tanques se produce una inestabilidad de los

fluidos, como el nivel de líquido disminuye, la presión de la mezcla aire-vapor en el

espacio de vapor también disminuye. Cuando la presión alcanza el límite de la

presión de la válvula de alivio, el aire entra al espacio de vapor del tanque.

Por tal motivo, surgió la necesidad de cuantificar el volumen de vapores que se pierde

aplicando pruebas de laboratorio y cálculos matemáticos, con el fin de determinar la

factibilidad de incorporación de una unidad recuperadora de vapores en la Planta

Deshidratadora y Desaladora de Petrolera Sinovensa Morichal determinando así

principalmente la oportunidad de ahorro de gas en los tanques de almacenamiento,

disminuir los riesgos de incendio que pudiesen generarse por el venteo continuo de

vapores, así como asegurar el desarrollo de las operaciones con el mínimo impacto

ambiental posible.

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CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN

Ávila E. 2001. Desarrolló un trabajo titulado “Estudio de la Factibilidad

Técnica para Reducir Pérdidas por Evaporación en Tanques de Estabilización

en la Estación de Flujo Orocual 3, Estado Monagas”, donde el objetivo principal

de este trabajo fue determinar el volumen de vapores liberados en los tanques de

estabilización en la estación de flujo Orocual 3 por medio del simulador de procesos

HYSYS y estudiar alternativas que permitan reducir las pérdidas por evaporación,

llegando a la conclusión de instalar un sistema de recuperación de vapores a los

tanques de estabilización, dando cumplimiento a los requerimientos ambientales.

Gonzalez, j.2003. Titulo su trabajo “factibilidad técnica de la recuperación de

vapores en tanques de almacenamiento de crudo utilizando la tecnología jet

como método de extracción” En este trabajo presento el estudio analítico-numérico

en dos dimensiones (2D) y experimental de un nuevo dispositivo de succión tipo

bomba Jet para la extracción de vapores emanados de crudo almacenado en tanques.

El dispositivo fue diseñado de acuerdo con el modelo de Bijoa Jiao y su factibilidad

de uso como para la extracción de vapores fue motivado por Cunningham quien

demostró la factibilidad de uso de estos dispositivos como compresores de gas

utilizando líquido como fluido compresor.

Finalmente, las pruebas de laboratorio (CEPRO-PDVSA), utilizando gas y crudo de

producción, demuestran que el dispositivo Jet puede succionar gas a presión

atmosférica y comprimirlo hasta 70 Psi, no obstante, la relación de energía requerida

y consumida por volumen de gas succionado resultó ser del orden 100:1. Los costos

vi

de instalación, operación y mantenimiento de esta alternativa son inferiores a los de la

alternativa conceptualizada por PDVSA que contempla el uso de compresores

comerciales de gas.

Sin embargo, la cantidad de gas recuperado por volumen de fluido requerido es tan

baja que no permite justificar el uso de Jets para este fin.

Cova, M. 2003. Realizó un trabajo titulado “Evaluación de la Disposición de

Vapores en los Tanques de Almacenamiento de Crudo ubicados en el Patio de

Tanques Jusepín”, utilizando como herramienta el simulador HYSYS. El objetivo

principal de dicha investigación fue evaluar la disposición de los vapores de

hidrocarburos en los tanques de almacenamiento de crudo dando cumplimiento a las

Normas Ambientales vigentes en el país, concluyendo que la generación de vapores

en los tanques de almacenamiento, trae como consecuencia la disminución de la

gravedad API del crudo y por ende la de su valor económico.

Cova, Janeth. 2011. En su trabajo titulado “factibilidad de instalación de una

unidad recuperadora de vapores asociada al sistema de almacenamiento y

transferencia, estaciones de flujo j-20 y o-16. Distrito morichal” donde determino

las pérdidas de componentes livianos de los crudos almacenados en los tanques de las

estaciones de flujo J-20 y O-16 del área extrapesado del Distrito Morichal, con la

finalidad de estudiar la factibilidad de instalación de unidades recuperadoras de

dichos vapores asociadas a los tanques y al sistema de transferencia de los fluidos

hacia COMOR. Para tal fin se le realizo estudios al Diluente (Mesa-30) y al crudo

producido (Merey-16). Primeramente, realizó una caracterización de las propiedades

de los fluidos con el fin de conocer su comportamiento; seguidamente, realizo

pruebas de destilación con el objetivo de conocer la temperatura a la cual los vapores

comienzan a desprenderse del crudo. Luego de ello, utilizo la Norma API Boletín

vii

2518, se calculo las pérdidas generadas anualmente en cada tanque de ambas

estaciones, y de acuerdo a este volumen se determinaron las facilidades de superficie

requeridas para la instalación de las unidades. Finalmente, utilizando la Norma API

RP 14E calculó la velocidad de desplazamiento de los fluidos en la línea que los

conduciría desde el tanque hasta el compresor de la unidad. Como resultado del

estudio obtuvo que el volumen diario de pérdidas era muy pequeño y que la

infraestructura requerida para la instalación de la unidad recuperadora estaría

sobreestimada no logrando cumplir con los requerimientos establecidos por la

compañía con respecto al volumen de fluidos a manejar y a los parámetros de

velocidad y diámetro de las líneas a instalar. Por ello concluyó que la puesta en

funcionamiento de unidades recuperadoras de vapores en las estaciones de flujo

estudiadas no es un procedimiento rentable ni física ni económicamente para la

empresa.

Martínez, t .2012. Titulo su trabajo “recuperación de vapores hidrocarburos en

cúpulas de tanques de almacenamiento con un equipo no convencional” donde

propuso recuperar los vapores generados en los tanques de almacenamiento con un

equipo no convencional compuesto por un motor, un compresor, un separador de gas

y líquido y un sistema de enfriamiento, conectado directamente en la parte superior o

la cúpula del tanque, con una tunería de 2 pulgadas o en su caso las mangueras con

las que cuenta el equipo. Una vez recuperado el vapor se incorpora nuevamente a las

líneas de gas para tratarse y venderse.

Se busco con este trabajo dos cosas principalmente al recuperar los vapores

venteados: la principal y más importante es evitar seguir generando gases de efecto

invernadero y alterando el clima del planeta, y la segunda es reincorporar los gases

las líneas de producción para su tratamiento y venta

La factibilidad de ocupar este tipo de equipos se ve reflejada cuando se hace la

evaluación económica y se compara con los equipos convencionales. Los equipos

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convencionales, debido a su costo de instalación y mantenimiento, generan perdidas

en los primeros meses de uso, a diferencia de los equipos no convencionales que

desde el primer mes de uso genera ganancias. Así mismo

es importante mencionar la sencillez de uso, instalación y transporte del equipo

propuesto. En el trabajo se analizo dicha situación y se propone a su vez una solución

viable a la problemática descrita.

2.2 RASGOS GENERALES DEL ÁREA EN ESTUDIO

La Faja Petrolífera del Orinoco se considera como la acumulación conocida de

crudos pesados y extrapesados más grande del mundo. Se extiende sobre un área

total de 55314km2, con reservas de petróleo original en sitio (POES) de 1360 billones

de barriles. Como se observa en la siguiente figura, la Faja Petrolífera del Orinoco

está dividida en 4 Bloques de explotación: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo. El

bloque Carabobo, uno de los cuatro en que se encuentra dividida, está ubicado en la

parte oriental al sur de los Estados Monagas y Anzoátegui.

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Figura N° 2.1: Ubicación geográfica de la Faja Petrolífera del Orinoco

Fuente:http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/11/faja-

petrolifera-del-orinoco.html

La siguiente figura muestra que el Distrito Morichal se encuentra ubicado a 122

Km. al Sur del Estado Monagas, los principales campos petrolíferos de esta área son

Pilón, Jobo, Morichal, El Salto, Temblador e Isleño actualmente en explotación. El

petróleo pesado y extrapesado proviene de la Formación Oficina del Mioceno. Los

yacimientos son poco profundos, por esta razón el crudo posee altas viscosidades. A

continuación se muestra la ubicación geográfica del distrito:

Distrito MorichalDistrito Morichal2.952 km2.952 km22

Distrito Morichal2.952 km2

Distrito MorichalDistrito Morichal2.952 km2.952 km22

Distrito Morichal2.952 km2

Figura N° 2.2: Ubicación geográfica del Distrito Morichal.

Fuente: http://www.pdvsa.com/lexico/camposp/camposp.htm.

2.2.1 Ubicación Geográfica del Área

El Campo Carabobo se encuentra ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco, en

los límites de los estados Anzoátegui y Monagas, abarcando un área de 8000 kms

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cuadrados constituido por cuatro campos: Junín, Boyacá, Ayacucho y Carabobo.

El sector del Área Carabobo, asignada al Distrito Morichal, es el Módulo de

Producción MPE-1, conocido también como Sector Extrapesado, que cuenta con 124

kilómetros cuadrados, con dos bloques: O-16 (Norte); J-20 (Sur), de

aproximadamente 30 kilómetros cuadrados cada uno, como se observa en la figura a

continuación.

Figura Nº 2.3: Ubicación relativa de las estaciones de flujo O-16 y J-20

Fuente: http://www.pdvsa.com/lexico/camposp/camposp.htm.

2.3 BASES TEÓRICAS

2.3.1 Los Fluidos del Pozo y sus Características

Petróleo Crudo

El petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma liquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50 ºAPI y

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una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones de operación promedio. La coloración varia de verde claro, amarillo, marrón y negro.

Condensado

Este es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido o como vapor condensado. La licuefacción de componentes gaseosos del condensado normalmente ocurre con la reducción de la temperatura del fluido de pozo a condiciones de operación en superficie. Las gravedades API de los líquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120 ºAPI y viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estándar. La coloración puede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.

Gas Natural

Un gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio. Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con el petróleo crudo es referido al gas natural y puede ser encontrado como gas "libre" o como gas "en solución". La gravedad específica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones estándar.

Gas Libre

El gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y temperatura de operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier presión que no este en solución o mantenido mecánicamente en el hidrocarburo líquido.

Gas en Solución

El gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a una presión y temperatura dada. Una reducción en la presión y/o un incremento en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido del petróleo. Entonces se asume las características de gas libre.

Vapores Condensables.

Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión y temperatura y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen las características de un gas. En la fase de vapor, los vapores condensables varían en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estándar.

Agua

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El agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar en forma de vapor o liquido. El agua liquida puede ser libre o emulsionada. El agua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido.

Impurezas y Materiales Extraños

Los fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas liquidas o semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos también pueden tener impurezas sólidas, tales como lodo de perforación, arena, fango y sal.

2.3.1 Dilución de Crudo Pesado y Extrapesado

Es un proceso para facilitar el transporte del crudo que consiste en mezclar un crudo pesado o extrapesado con un fluido menos viscoso conocido como diluente, el cual puede estar constituido por hidrocarburos medianos, livianos o derivados del petróleo tales como nafta o kerosén; en una proporción tal que permita obtener una mezcla de viscosidad intermedia y facilitar su movimiento a través de las líneas de producción del pozo, líneas de flujo superficiales y equipos de tratamiento en condiciones operacionalmente aceptables. Para que esto suceda habrá que determinar la calidad y cantidad de diluente necesarios para conseguir la mezcla deseada.

La proporción barril de diluente/barril de crudo extraído, se estima mediante el análisis de los dos fluidos y dependiendo del requerimiento del API de las mezclas se dosifica el diluente al pozo. Este procedimiento se justifica en el valor agregado que aporta el diluente al crudo pesado y a los grandes volúmenes de pesado y extrapesado que se estiman son producidos mediante este método.

Desde el punto de vista físico-químico, el efecto del diluente sobre la mezcla, se considera que inicialmente las moléculas del crudo son bastante grandes y la separación entre ellas es muy pequeña; por lo tanto al agregar el diluente, las moléculas de éste se interponen entre las moléculas del crudo, aumentando su separación.

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Este efecto conduce a la disminución de la viscosidad del crudo y puede observarse que al aumentar la proporción del diluente en la mezcla, la separación intermolecular debe aumentar y consecuentemente continuará reduciéndose la viscosidad, hasta un momento en el cual la viscosidad de la mezcla sea mínima o igual a la del diluente utilizado.

Dependiendo del método de levantamiento artificial, el diluente puede ser inyectado en el fondo del pozo o en la línea de flujo a través del cabezal. La inyección en el fondo del pozo se realiza principalmente en el bombeo mecánico con la finalidad de disminuir la viscosidad del crudo de formación, lubricar las cabillas y con ello evitar la elongación.

En este caso el diluente es inyectado por el revestidor, mezclándose con el crudo pesado o extrapesado en el fondo del pozo y de aquí la mezcla es transportada por medio de la tubería de producción hasta la superficie y de ahí, es enviada a la estación recolectora, a través de la línea de flujo. La inyección en el fondo del pozo se emplea en los métodos de bombeo de cavidad progresiva y electrosumergible, para solventar los problemas operacionales tales como mantener el nivel de fluido de sumergencia de la bomba o cuando el pozo está presionado como consecuencia de la alta viscosidad del fluido.

También puede hacerse a la succión o a la descarga de la bomba. La ventaja de hacerlo a la succión es que la viscosidad de los fluidos a la entrada disminuye, lo cual propicia un mayor llenado de la cavidad de la bomba aumentando así su eficiencia volumétrica. Esta opción tiene la desventaja que la bomba manejará el volumen de los fluidos del yacimiento y el diluente que es inyectado, lo cual disminuye la eficiencia global del sistema.

2.3.2 Estaciones de Flujo

Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.

Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.

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El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos.

El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento, bombeo, entre otros. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.

La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente:

El volumen de fluidos que se producen.

Las características de los pozos y las distancias que los separan.

Los programas de desarrollo.

2.3.2.1Componentes Básicos en una Estación de Flujo

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

Múltiples o recolectores de entrada

Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos.

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Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua.

Líneas de flujo

Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple.

Cada múltiple está conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema.

Separadores de petróleo y gas

Es un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos.

Tanques

Se clasifican de acuerdo a su función dentro de la estación de Flujo. Entre estos se pueden nombrar:

Tanques de Prueba

Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de producción de cada estación. La emulsión agua-petróleo es separada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.

Tanques de Almacenamiento

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Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS).

Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.

Tanques de techo fijo

El techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante. La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío).

Tanques de techo flotante

Son aquellos en el que el techo flota sobre la superficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores. Los techos flotantes se diseñan de tal manera que puedan moverse verticalmente dentro del tanque. Generalmente, los tanques de techo flotante se usan para almacenar productos a presiones cercanas a la presión atmosféricas.

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2.3.3 Tanques de Techo Fijo

Los tanques de techo fijo son recipientes que poseen una cubierta cilíndrica y un techo fijo. El tanque opera con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel del líquido.

Las ventilaciones en el techo permiten la emisión de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas por las válvulas de respiración o venteo. El tanque de techo fijo normalmente almacena crudos y productos poco volátiles.

Los tanques de techo fijo modernos son de construcción soldada en su totalidad. Algunos tanques antiguos poseen construcción con pernos o remaches. Estos están disponibles en un rango de 20 a 300 pies de diámetro y hasta 65 pies de altura de la pared. El techo fijo puede poseer una columna de soporte o no, y puede ser en forma de cono, domo o plano.

Figura Nº 2.4: Tanque de techo cónico fijo.

Fuente: http://www.textoscientificos.com/imagenes/quimica/almacenaje-hidrocarburos.png.

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2.3.3.1 Componentes de un tanque de techo fijo

Accesorios del techo

Gran cantidad de los accesorios penetran el techo del tanque para dar cabida a funciones operacionales y son fuentes potenciales de pérdidas por evaporación; estas pérdidas son mínimas en comparación a las pérdidas por almacenamiento y trabajo.

Válvula de alivio

Cuando la presión dentro del espacio de vapor excede el punto límite de las válvulas de alivio, estas se abren para liberar los vapores del tanque hasta que la presión se reduce por debajo de este punto; en cambio sí se genera un vacío, las válvulas de alivio se abren para permitir el ingreso de aire al tanque hasta que el vacío se reduce por debajo de este punto.

Boca de aforo

Permite el acceso para la medición manual del nivel del líquido en el tanque y para la toma de muestras del contenido del tanque. Esta consiste en un tubo que penetra el tanque, y está equipada con una compuerta de cerrado automático; usualmente está ubicada en la plataforma de medición, la cual se encuentra en el tope de la cubierta del tanque.

Algunas pérdidas de vapor ocurren durante la medición y las operaciones de toma de muestras, durante este tiempo la cubierta está abierta. Estas pérdidas pueden ser minimizadas disminuyendo el tiempo en que la cubierta permanece abierta.

Válvula flotante

Es utilizada para indicar el nivel del producto contenido en el tanque. Este consiste en un flotador que reposa sobre la superficie líquida y está conectado con un indicador de nivel de líquido, instalado en el exterior de la cubierta del tanque por medio de un cable o cinta que pasa a través de un sistema guía. El cable o cinta pasa a través del techo del tanque y

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normalmente está dentro de un conducto sellado para eliminar las pérdidas por evaporación.

Compuerta de acceso

Consiste en una abertura que es utilizada para permitir el paso de trabajadores y materiales al interior del tanque durante su construcción y mantenimiento.

Aislamiento

Puede ser usado sobre la pared y el techo del tanque para minimizar las pérdidas por almacenamiento porque reducen el ingreso o pérdida de calor en el espacio de vapor del tanque. Los sistemas de aislamiento pueden estar equipados con una barrera de vapor exterior para reducir el ingreso de humedad, que puede dar lugar a una pérdida del efecto aislante así como la corrosión del tanque.

Superficie exterior del tanque

Pintar la pared del tanque y el techo es importante tanto en la disminución de las pérdidas por evaporación y para la preservación del tanque. El uso de una superficie altamente reflexiva, por ejemplo la pintura blanca, dará lugar a temperaturas más bajas del metal del tanque y menor ingreso de calor al espacio de vapor del tanque, de tal modo se reducen las pérdidas por alivio. Los techos de domo de aluminio sin pintar también proporcionan una superficie altamente reflexiva, mientras que evita las preocupaciones de mantenimiento inherentes a la pintura.

2.3.4 Destilación Atmosférica de Crudos

La destilación o fraccionamiento, del crudo es una operación que permite separar cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburos. El principio físico en el que se basa el proceso es la diferencia de volatilidad de los componentes, por tal motivo en las columnas fraccionadoras se adecuan las condiciones termodinámicas para obtener o condensar los combustibles perfectamente especificados.

El objetivo es extraer los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes. En las unidades de

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destilación atmosférica, el objetivo es obtener combustibles terminados y cortes de hidrocarburos que serán procesados en otras unidades, para convertirlos en combustibles más valiosos.

En las unidades de Vacío, solo se produce cortes intermedios que son carga de unidades de conversión, las cuales son transformadas en productos de mayor valor y de fácil comercialización. El fraccionamiento del crudo se completa en dos etapas, en primer lugar se procesa en unidades de destilación atmosférica, donde la presión de trabajo es típicamente 1 atmósfera. Los combustibles obtenidos por este fraccionamiento son enviados a tanques de despacho o como carga de otras unidades que completan su refinado.

Gran parte del crudo procesado en las torres de destilación atmosférica no se vaporiza, ya que para lograrlo sería necesario elevar la temperatura de trabajo por sobre el umbral de descomposición térmica. Por tal motivo este residuo atmosférico, denominado crudo reducido, se bombea a la unidad de Vacío, donde la presión es llevada por debajo de la presión atmosférica, lo que permite destilarlo a mayores temperaturas sin descomponer la estructura molecular.

Para que se produzca la separación o fraccionamiento de los cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase liquida, en definitiva se aprovecha las diferencias de volatilidad de los hidrocarburos.

El equilibrio líquido-vapor, depende principalmente de los parámetros termodinámicos, presión y temperatura del sistema. Las unidades se diseñan para que se produzcan estos equilibrios en forma controlada y durante el tiempo necesario para obtener los combustibles especificados.

Básicamente el proceso consiste en vaporizar los hidrocarburos del crudo y luego condensarlos en cortes definidos. Modificando fundamentalmente la temperatura, a lo largo de la columna fraccionadora. La vaporización o fase vapor se produce en el horno y zona de carga de la columna fraccionadora. En el Horno se transfiere la energía térmica necesaria para producir el cambio de fase y en la Zona de Carga se disminuye la presión del sistema, produciéndose el flash de la carga, obteniéndose la vaporización definitiva.

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La fase liquida se logra con reflujos o reciclo de hidrocarburos retornados a la torre. Estos reflujos son corrientes liquidas de hidrocarburos que se enfrían por intercambio con crudo o fluidos refrigerantes. La función u objetivo principal de estos, es eliminar o disipar en forma controlada la energía cedida a los hidrocarburos en el horno, así se enfría y condensa la carga vaporizada en cortes o fracciones de hidrocarburos específicas, obteniéndose los combustibles correspondientes.

La columna posee bandejas o platos donde se produce el equilibrio entre los vapores que ascienden y los líquidos descendentes. En puntos o alturas exactamente calculadas existen platos colectores desde los que se extraen los combustibles destilados.

2.3.5 Pérdidas de Vapores

Las pérdidas de producto o crudo almacenado en tanques constituyen un proceso natural mediante el cual una fracción de ellos se convierte en vapores que son liberados a la atmósfera, producidos por la acción de la evaporación, drenaje o filtración.

2.3.5.1 Clasificación de las pérdidas

Pérdidas por respiración en tanques o por almacenamiento

Esta clase de pérdidas se debe fundamentalmente a dos razones. En primer lugar a que los vapores se expanden por efectos de calentamiento o por cambios en la presión barométrica. En segundo lugar, las pérdidas pueden ocurrir debido a la evaporación adicional que se produce en el líquido almacenado. La causa principal de las pérdidas permanentes de almacenaje son los ciclos diarios de temperatura, los cuales causan que la temperatura en el espacio de vapor del tanque sufra un incremento durante las horas del día y disminuya durante la noche.

Pérdidas por llenado, movimiento o trabajo

Estas pérdidas son comunes en todos los tipos de tanques exceptuando los tanques de techo flotante. Las pérdidas por llenado ocurren cuando la presión dentro del tanque excede la presión de alivio. En tanques de techo fijo, la presión de alivio es baja, por lo tanto las pérdidas por llenado son relativamente altas.

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Cuando el tanque es llenado, los vapores que están presentes dentro del mismo son forzados a salir hacia la atmósfera, estos vapores pueden ser equivalentes a uno o más barriles. Estas pérdidas pueden ocurrir por desplazamiento del vapor contenido en el tanque por la entrada de líquido durante el llenado. Durante el vaciado del tanque el espacio de vapor aumenta disminuyendo la presión y aumentando la cantidad de líquido evaporado, por lo tanto, en las operaciones de carga y descarga de tanques ocurren pérdidas que son denominadas por trabajo del tanque.

Pérdidas por drenaje

Se produce cuando se drena el agua acumulada en los tanques que almacenan productos o crudos. Durante esta operación es posible que se escape parte del producto, lo cual genera una merma.

2.3.5.2 Factores que afectan las tasas de pérdidas por evaporación

Efecto de la presión de vapor verdadera y Reid

La presión de vapor verdadera es aquella que poseen los vapores que están en equilibrio termodinámico con el producto líquido almacenado en un tanque, a una temperatura dada; y la presión de vapor Reid es aquella presión del producto o crudo que se obtiene en el laboratorio, a una temperatura de 100°F, mediante mediciones en presencia del aire la cual se determina usando los procedimientos ASTM D-323.

La volatilidad está directamente relacionada con las presiones de vapor verdadera y Reid por lo tanto, a mayor presión verdadera y Reid, mayor volatilidad y mayor cantidad de pérdidas de productos o crudos por evaporación.

Para obtener la presión de vapor verdadera de los productos o crudos, usualmente, se determina a través de mediciones de la presión de vapor Reid o mediante mediciones directas. Si la presión de vapor verdadera de un líquido sobrepasa la presión ejercida por las válvulas de venteo de los tanques de almacenamiento se liberan los vapores a la atmósfera. La presión Reid se obtiene en presencia de un volumen de aire equivalente a cuatro veces el volumen de productos o crudos a una temperatura de 70°F y a presión atmosférica (14,7 Lpca). Luego se calienta el producto hasta alcanzar la temperatura de 100°F; la presión alcanzada en este punto corresponde a la presión de vapor Reid.

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Variación de temperatura en el tanque

Los cambios de temperatura en el interior del tanque pueden ser originados por cambios atmosféricos como: lluvia, variaciones de temperatura y calor solar. Estos cambios tienden a causar exhalaciones en el espacio de vapor del tanque. Durante el día, el calor fluye a través del techo y de las paredes superiores, aumenta la temperatura del vapor y expande su volumen. El incremento del calor también puede aumentar la temperatura de la superficie líquida y acelerar la evaporación. En la noche, una reversión de este proceso contrae el vapor, originando la entrada de aire.

El mejor método práctico para medir los efectos atmosféricos y del calor solar es el cambio promedio diario de temperatura atmosférica. Las pérdidas por evaporación son casi directamente proporcionales a estos cambios de la temperatura atmosférica.

Altura y diámetro del espacio del tanque ocupado por el vapor

El volumen de la mayoría de los espacios ocupados por el vapor es directamente proporcional a la altura de ese espacio y al cuadrado del diámetro del tanque. Para un tanque de techo fijo, cuanto mayor sea el espacio ocupado por el vapor mayores son las pérdidas por evaporación. Esto se debe a que a mayor volumen de vapor, mayor es la pérdida por respiración. El diámetro del tanque también tiene influencia en el volumen del espacio de vapor y en las condiciones de la superficie líquida.

Cuando el volumen del espacio de vapor aumenta, debido a una altura de vapor más grande o a un diámetro más amplio, las pérdidas por respiración también se incrementan en cantidad. Por varias razones, sin embargo, el incremento en las pérdidas por respiración no es absolutamente proporcional al incremento en el volumen del espacio del tanque ocupado por el vapor.

Programación de los llenados y vaciados del tanque

En un período de tiempo, la frecuencia de rotación del producto y el espacio promedio ocupado por el vapor afectan las pérdidas totales. En general, y para bajas rotaciones, las pérdidas por llenado son directamente proporcionales a la capacidad de almacenaje anual o rotaciones totales del producto.

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Las pérdidas adicionales para capacidades de almacenamiento más altas son proporcionalmente menores que para capacidades de almacenamiento más bajas. Esto se debe a que los espacios ocupados por el vapor cuando el almacenamiento de hidrocarburos es más bajo crea un espacio de vapor con menor concentración de hidrocarburos pero de mayor volumen.

Las operaciones que estimulan altos espacios de vapor pueden resultar en pérdidas por respiración relativamente altas por las razones mencionadas anteriormente.

Efecto del tipo de tanque en las mermas

Las pérdidas por respiración y llenado dependen apreciablemente del tipo de tanque de almacenamiento usado. La cantidad de pérdidas depende del volumen del espacio de vapor disponible y de las limitaciones de presión del tanque.

Por lo tanto, los tanques de techo fijo experimentarán las pérdidas más altas por respiración y llenado. En los tanques con espacios de vapor variable, es permitido que los espacios de vapor cambien de volumen a presión constante, de esta manera se eliminan prácticamente las pérdidas por respiración y se reducen las pérdidas por llenado.

Efecto de las condiciones del tanque

La condición del tanque es otro de los factores que afectan las pérdidas por respiración y llenado. Sin embargo, predecir el efecto de la condición del tanque es complejo. Las bocas de aforo o de alivio abiertas resultan en altas pérdidas cuando ráfagas de viento o vientos turbulentos producen cambios rápidos de presión en tanques en los cuales se han almacenado líquidos volátiles. Cualquier hueco en el techo de un tanque, diafragma o sello de un accesorio puede causar pérdidas similares.

Efecto del color y tipo de pintura usada

El color y el tipo de pintura afectan la cantidad de calor por radiación que recibe el tanque. Por lo tanto, la pintura también influye en la temperatura de los vapores y en consecuencia en la magnitud de las pérdidas por respiración. La mayoría de las pinturas blancas que están compuestas de pigmentos de dióxido de titanio tienen excelentes características de reflexión del calor, por lo que se prefiere usarlas para tanques en los cuales se almacenan productos volátiles.

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2.3.6 Pérdidas por Evaporación en Tanques de Techo Fijo

Cada producto líquido tiene una presión de vapor finita, dependiendo de la temperatura en superficie y de la composición del líquido, que produce una tendencia a que el líquido se evapore. Por medio de la evaporación, todo líquido tiende a establecer un equilibrio en la concentración del vapor sobre la superficie líquida; bajo condiciones estacionarias se puede establecer un equilibrio en la concentración del vapor, después del cual no ocurre evaporación.

Sin embargo, tanto los tanques de techos fijos como los de techos flotantes se exponen a condiciones dinámicas que perturban este equilibrio, provocando una evaporación adicional. Estas condiciones dinámicas son responsables de la evaporación continua, dando por resultado la pérdida de producto y emisiones de vapores a la atmósfera. Las pérdidas por evaporación en tanques de techos fijos se puede dividir en dos categorías: pérdida por almacenaje y pérdida por trabajo; la suma de estas pérdidas corresponde al total de las pérdidas por evaporación en un tanque de techo fijo.

Pérdidas por Almacenaje

Estas pérdidas están asociadas con la expansión y contracción térmica del espacio de vapor como consecuencia de los cambios diarios de temperatura. Esta pérdida también está referida a la pérdida por alivio y ocurre sin ningún cambio en el nivel de líquido del tanque. La principal fuerza impulsora de las pérdidas por almacenaje en un tanque de techo fijo es el ciclo diario de calentamiento, causando que la temperatura en el espacio de vapor del tanque aumente durante las horas del día y disminuya durante la noche.

Durante las horas del día, el tanque está expuesto a la radiación solar y al intercambio convectivo de calor con el aire del ambiente, lo que influye en la pérdida del equilibrio entre el líquido y el vapor. Al romperse este equilibrio, el líquido de la superficie se evapora para restablecerlo, lo cual provoca que la presión dentro del espacio de vapor aumente y por lo tanto exceda la presión límite de las válvulas de venteo, lo cual trae como consecuencia que el vapor sea liberado a la atmósfera. En las horas de la noche, la pared y el techo del tanque intercambian calor por transferencia convectiva con el medio ambiente.

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A medida que la temperatura de la superficie líquida se incrementa durante el ciclo diario de calentamiento, se evapora mayor cantidad de producto para tratar de establecer las condiciones de saturación sobre la superficie líquida.

Pérdidas por Trabajo

La pérdida por trabajo es la pérdida por evaporación del vapor del producto que resulta de un cambio en el nivel de líquido en el tanque, e incluye pérdidas por llenado y pérdidas por vaciado.

Pérdidas por llenado

La pérdida por llenado ocurre durante un aumento en el nivel de líquido en el tanque, cuando la mezcla aire-vapor en el espacio de vapor se comprime y hace que la presión en el tanque exceda la presión límite de la válvula de alivio, expulsando los vapores del tanque, para mantener la presión cerca de los valores de alivio. El método de estimación de las pérdidas por trabajo asume que el tanque está aliviando durante el tiempo de llenado, es decir, el volumen de aire y el vapor desplazado desde el tanque es igual al volumen de líquido introducido al tanque.

Cuando el valor de la presión de alivio es suficientemente alto, puede ocurrir una compresión significativa en el espacio de vapor antes que la válvula de alivio se abra. Los vapores comenzarán a condensar si la compresión del espacio de vapor continua después de que se hayan alcanzado las condiciones de saturación, de esta manera se reduce el volumen de vapor que es liberado a la atmósfera.

Pérdidas por vaciado

La pérdida de vapor del producto en el tanque no ocurre durante el vaciado, porque la dirección de flujo que atraviesa los respiraderos es del exterior al interior. El aire que es drenado en el tanque induce a una evaporación adicional de los vapores del producto.

Durante el vaciado del tanque, como el nivel de líquido disminuye, la presión de la mezcla aire-vapor en el espacio de vapor también disminuye. Cuando la presión alcanza el límite de la presión de la válvula de alivio, el aire entra al espacio de vapor del tanque. En un proceso de vaciado rápido, el volumen de producto removido del tanque es aproximadamente igual al volumen de aire que se incorpora al espacio de vapor. El

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producto que queda dentro del tanque intenta establecer condiciones de equilibrio con el aire que entra por la evaporación de la superficie líquida. El producto evaporado de la superficie líquida se desplaza hacia arriba por convección y difusión mezclándose con el aire que entra al espacio de vapor del tanque.

PIPEPHASE

El PIPEPHASE es un simulador de flujo multifasico en estado estacionario y permite simular pozos, tuberías y redes de tuberías, tanto para el transporte de hidrocarburos como de agua y vapor. Este simulador cuenta con una interfaz de usuario que facilita la construcción de modelos y el análisis de resultados, además de un módulo para optimización de flujo en redes de conducción de fluidos.

El PIPEPHASE

    ✓ Modeliza multifases en diferentes estados de redes y sistemas de tuberías de petróleo y gas.

    ✓ Ofrece la potencia y flexibilidad de modelizar un rango de aplicaciones que van desde análisis sensibles a un único parámetro clave, a planes de estudio con varias variables de todo un campo.

    ✓ Probadas soluciones de cálculo con métodos productivos modernos y técnicas de análisis del software para crear eficientes y robustos diseños de campos petrolíferos y herramientas de planificación. Con un extenso banco de propiedades físicas, y una interfase de ventanas muy intuitivo.

    ✓ PIPEPHASE cubre el rango completo de fluidos de la industria del petróleo, incluidos en la fase simple o petróleo, como compuestos mezclados.

    ✓ También puede aplicarse a componentes simples de vapor o en redes de inyección de CO2. Para una solución automática completa.

Capacidades del PIPEPHASE

    • Redes crecientes del aceite y de gas.    • Análisis de sensibilidad.    • Transmisión de gas natural y distribución

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    • Planificación de campo y estudios de dirección de activo.    • Redes de inyección de vapor.

     

     Las amplias aplicaciones con las que cuenta pipephase se pueden dividir en tres

categorías principales: análisis de tuberías análisis de pozos. Estudios de campos de producción

A pesar de que las aplicaciones de software pipephase son extensas , el resumen de la descripción del programa se centrara especuficamente en lo relacionada con el análisis de tuberías , pues esta es la plicacion utilizada en este trabajo.

Aplicaciones del software pipephase.Análisis de tuberías Pipephase es una herramienta sofisticada para el diselño y análisis de tuberías multifasicas y de fae simple; la principal característica del pipephase es calcular la capacidad de la tubería para unas condiciones dadas .el balance de energía detallado del modelo de transferencia de calor, permite la simulación exacta de fluidos viscosos en tuberías de petróleo caliente.La forma de calcular la capacidad es el problemas de cualquier diseño en un proceso preliminar .pipephase permite al usuario especificar los parámetros deseados en un campo en particular y calcular exactamente las condiciones de operación necesarias para tal caso. un ejemplo simple es, si se introduce una presión de entrada especifica y una presión de salida deseada a una rata de flujo dada. Pipephase calcula los parámetros restantes necesario para encontrar estas especificaciones. también la opción de determinación del tamaño de línea en el programa permite variar los diámetros de los tubos usados , con el fin de proveer un estimado optimo para el tamaño de los tubos , que permite manejar de la manera mas adecuada la producción.

Para tuberías de petróleo .pipephase permite varaiar parámetros en los nodos (nodos=fuentes , sumidero junta), para de esta manera poder simular el comportamiento del sistema estudiado anate diferentes condiciones de trabajo.las características de la viscosidad son siempre tomadas en cuenta y las caracvteristicas de flujo de fluido pueden

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ser analizados exactamente . Pipephase permite representar cálculos exactos en regiones de flujo laminar y turbulento; también analiza la región de transición con igual precisión.Análisis de pozo:Pipephase proporciona un grupo de características para el diseño de la producción de los sistemas de inyección de pozos. esto incluye características de la ejecución de flujo interno en el deposito , variaciones geométricas de la perforación para una producción típica arreglada , operaciones de transferencia de inyección líneas de flujo superficiales y modelos que faciliten las simulaciones de operaciones en campos petroleros Estudio de campo de producción:La capacidad de simulación de redes de pipephase puede ser usada para el modelado de la interacción entre los elementos variados de un campo petrolero completo. incluyendo todos los pozos , líneas de inyección y unión, facilidades de superficie y puntos de distribución.Pipephase también permite simular el incremento de producción en una misma zona y la disminución de la presión del yacimiento, dependiendo del tiempo y de la variación de las condiciones de operación de pozos, 8inctementandose la relación gas petróleo y cote de agua)

Modos de simulación del software pipephaseEn la aplicación de la ingeniería en campos petroleros , frecuentemente se presenta la necesidad de evaluar sistemas que se encuentran operativos a fin de determinar el comportamiento de los mismos ante nuevas condiciones de trabajo o para determinar si existen desviaciones operacionales con la configuración de diseño, además , se pueden evaluar sistemas no intaladas para determinar su factibilidad de intalacion.estos estudios puede n ser realizados mediante el uso de pipephase , y se agrupan en los siguientes modos de simulación:Evaluación: El modo de evaluación , se provee los datos sobre las tuberías ,los accesorios y los equipos de la red, pipephase calcula los perfiles de presión y temperatura , luego se comparan los resultados de la simulación con la situación de operación existente

Diseño:El modo de diseño, pipephase calcula el tamaño de las líneas tuberias) de las redes , dando de esta manera la medida ideal de las líneas para la condiciones de trabajo dadas.

Tipos de simulación:

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Network model (modelo de red): este tipo de simulación es usado para un amplio campo de simulaciones, en el el operador de l software debe introducir los datos relacionados con la fuente el sumidero y las juntas.

Gas lift analysis (análisis de levantamiento de gas):Analiza la interpretación de levantamiento artificial de pozos mediante el uso de gas

Pvt table generation( generación de la tabla de propiedades pvt)En este tipo de simulación se generan tablas de las propiedades pvt (presión, volumen, temperatura) del fluido involucrado (el cual puede ser multifasico) y se almacenaran en los archivos del programa.

Unidades Recuperadoras de Vapor (VRU)

Las Unidades Recuperadoras de Vapor se definen como un sistema

compuesto de un rectificador, un compresor y un interruptor. Su principal

objetivo es la recuperación de vapores formados dentro de los tanques de

petróleo crudo completamente cerrado o tanques de condensado

El interruptor detecta variaciones de presión dentro de los tanques y se encarga de encender o apagar el compresor. Los vapores son absorbidos a través del rectificador, en donde el líquido atrapado se devuelve al sistema de ductos de líquidos o de los tanques, y el vapor recuperado se bombea en las líneas de gas.La recuperación de vapor puede captar hasta el 95% de los vapores de hidrocarburos de los tanques. Así mismo los vapores recuperados tienen un mayor contenido calórico que el gas natural de calidad de gasoducto. Los vapores recuperados son más valiosos que el gas natural y tienen usos múltiples como son: Se vuelven a inyectar en los gaseoductos de venta.

Se usan como combustible en el sitio.

Se envían a plantas de procesamiento para recuperar valioso líquidos de gas natural.

Existen en el mercado diversas Unidades Recuperadoras de Vapor (VRU),

dentro de las cuales se encuentran las convencionales y con eyector Venturi

(EVRU) Chorro de vapor.

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Unidades de Recuperación de Vapor Convencionales. Usan un compresor de tornillo o uno de aletas deslizantes para succionar los vapores que salen a presión atmosférica del tanque de almacenamiento. Los compresores rotatorios son nuevos en este mercado. Requiere energía eléctrica o un motor. La línea de succión de la VRU va directamente conectada con la válvula de desfogue del tanque de almacenamiento, donde el interruptor de encendido/apagado del compresor está instalado, posteriormente se instala un rectificador antes de pasar al compresor y a las líneas de gas y aceite. La función principal del rectificador, que se instala antes del compresor, es la de quitar la suciedad, agua, materia extraña, o líquidos no deseados que son parte de la corriente de flujo de gas. El aire puede ser usado para absorber el agua, también un baño de aceite podría ser útil para eliminar el polvo, suciedad u otros líquidos. Un rectificador se utiliza para proteger los equipos rotativos aguas abajo o para recuperar los valiosos líquidos del gas. El compresor es el dispositivo en el cual se centra la función primordial de las VRU, ya que se encarga de succionar el gas venteado y de elevar la presión del mismo y pueda fluir hacia los gasoductos y otras instalaciones.

En la siguiente figura se presenta el diagrama de una VRU, así como de

todos los elementos que lo componen, desde el tanque de almacenamiento

hasta la incorporación de los gases recuperados a las líneas de flujo.

Figura 3.4. Esquema de una unidad recuperadora de vapor tipo convencional (Instalación

de unidades de recuperación de vapores en tanques de almacenamiento de petróleo,

www.epa.gov.usa)

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2.3.7 Sistema de Recuperación de Vapores

El petróleo en el subsuelo contiene hidrocarburos livianos en solución. Cuando el petróleo se lleva a la superficie y se procesa, gran parte de los hidrocarburos livianos disueltos se extraen mediante una serie de separadores de alta y baja presión. Luego el petróleo es transferido a un tanque de almacenamiento hasta su venta y transporte fuera de la instalación; los remanentes de hidrocarburos pueden convertirse en vapores al interior del tanque. Estos vapores son liberados, quemados en teas o recuperados mediante unidades de recuperación de vapores (VRU).

Las pérdidas de los hidrocarburos livianos restantes se clasifican de tres maneras:

Las pérdidas como resultado del gas liberado cuando baja la presión del petróleo que

ocurren cuando el separador o tratador, funcionando a aproximadamente 35 PSI,

descarga el petróleo en los tanques de almacenamiento, los cuales están a la presión

atmosférica.

Las pérdidas debido al efecto del pistón al llenar y vaciar el tanque se refieren a los

vapores liberados debido a la fluctuación en niveles de fluido y la agitación del

contenido del tanque asociados con la circulación de petróleo fresco a través de los

tanques de almacenamiento.

Las pérdidas por evaporación son las pérdidas que ocurren cuando cambia la

temperatura diaria y estacional.

El volumen de vapor de gas proveniente de un tanque de almacenamiento depende de muchos factores. El petróleo liviano con gravedades API >36° emite más vapores de hidrocarburos que el petróleo más pesado de gravedad API menor a 36°. En tanques de almacenamiento con muchos ciclos de llenado y rendimiento efectivo alto se liberarán más vapores debido al efecto del pistón de llenar y vaciar el tanque con respecto a aquellos tanques con rendimiento efectivo bajo y donde el petróleo se mantiene por períodos de tiempo más largos para aclimatarse. Finalmente, la presión y temperatura del petróleo en la cámara de descarga hacia el tanque afectará el volumen de los gases que resultan de la evaporación del petróleo.

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Dependiendo del volumen de gas natural licuado en los vapores, el poder calorífico puede llegar hasta 2,000 Btu/pie3. Por lo tanto, según base volumétrica, los vapores recuperados pueden ser más valiosos que únicamente el metano solo.

Los vapores de hidrocarburos se extraen del tanque de almacenamiento por baja presión, y primero son conducidos por tubería a un separador (depurador de succión) para recolectar condensado. Los líquidos generalmente son reciclados nuevamente al tanque de almacenamiento.

Desde el separador, los vapores fluyen a través de un compresor que proporciona succión de baja presión para el sistema de la unidad de recuperación de vapores con el fin de evitar la creación de un vacío en la parte superior de un tanque cuando se extrae y se reduce el nivel de petróleo, las unidades de recuperación de vapores están equipadas con un piloto de control para desactivar el compresor y permitir el contraflujo de vapores al interior del tanque.

Luego los vapores se miden y se extraen del sistema de la unidad de recuperación de vapores para venta a oleoducto o suministro de combustible in situ. Las unidades de recuperación de vapores pueden proporcionar beneficios ambientales y económicos importantes para los productores de petróleo y gas.

Los gases evaporados del petróleo y capturados por las unidades de recuperación de vapores pueden venderse y rendir utilidades, o usarse en las operaciones de la planta.

Las compañías que usan tanques de almacenamiento de petróleo de techo fijo pueden evaluar los aspectos económicos de las unidades de recuperación de vapores mediante los pasos siguientes.

Paso 1: Identificar las posibles ubicaciones para la instalación de la unidad de recuperación de vapores.Prácticamente cualquier batería de tanques es un lugar potencial para una unidad de recuperación de vapores. Las claves de los proyectos exitosos de unidades de recuperación de vapores son una fuente estable y una cantidad de adecuada de vapores de petróleoademás de una salida económica para el producto recolectado. El volumen potencial de los vapores depende de la composición del aceite y de la velocidad de flujo a través de los tanques. Al seleccionar los lugares de instalación para las unidades de recuperación de vapores, debe considerarse el costo de transporte para conducir los vapores fuera del área.

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Paso 2: Cuantificar el volumen de las emisiones de vapores. Las emisiones pueden medirse o calcularse. Puede usarse medidor de gases y un manómetro para medir la tasa máxima de emisiones ya que la tasa máxima se utiliza para determinar el tamaño de una unidad de recuperación de vapores. Sin embargo,los medidores de gases quizás no sean apropiados para medir el volumen total a través del tiempo debido a las bajas presiones en los tanques. Calcular el total de emisiones de vapor de los tanques de combustible puede ser complicado debido a los muchos factores que afectan la cantidad de gas que se liberará de un tanque de petróleo, tales como:1. La presión de operación y la temperatura del separador que descarga el petróleo al tanque y la presión en el tanque;2. La composición del petróleo crudo y la gravedad API;3. Las características de operación del tanque (por ej., ciclos de llenado, tamañodel tanque); y 4. La temperatura ambiente.Hay dos métodos para calcular la cantidad de emisiones de vapor de los tanquesde petróleo. Ambos usan la relación gas/petróleo (GOR, siglas en inglés) a una presión y temperatura dadas y se expresan en pies cúbicos estándar por barril de petróleo (pies cúbicos estándar por barril).El primer método analiza la gravedad API y la presión del separador para determinar la relación gas/petróleo Estas curvas se elaboraron usando datos de evaporación empíricos de estudios de laboratorio y mediciones de campo.Una vez que se ha calculado la tasa de emisiones por barril, puede determinarse la cantidad total de emisiones del tanque multiplicando el cálculo por barril por la cantidad total de petróleo que ingresa al tanque. Para continuar con el ejemplo anterior, suponga un rendimiento efectivopromedio de 1,000 barriles por día (barril por día), el total de emisiones se calcularía como 43 mil pies cúbicos por día.El inconveniente de este método es que no genera informaciónacerca de la composición de los vapores emitidos. En particular, no puede distinguir entre compuestos orgánicos volátiles y contaminantes del aire peligrosos, lo cual puedeser significativo para el monitoreo de la calidad del aire así como para determinar el valor de los vapores emitidos.El segundo método es usar el paquete de software E&P Tank, versión 2.0.† Esta es la versión modificada del software previo; el American Petroleum Institute (API)introdujo varios cambios en este modelo para facilitar su uso. Los participantes del Programa de Natural Gas STAR recomiendan el software E&P Tank como la mejor herramienta disponible para calcular las emisiones de los tanques. Diseñado por API y el Gas Research Institute (actualmente el Gas Technology Institute), este software calcula las emisiones de las tres fuentes: como resultado del gas liberado cuando baja la presión del petróleo, debido al efecto del pistón al llenar y vaciar el tanque y por evaporación, usando cálculos de evaporación termodinámica para pérdidas cómo resultado del gas liberado cuando baja la presión del petróleo y un modelo desimulación de tanque de techo fijo para pérdidas debido al efecto del pistón al llenary vaciar el tanque y por evaporización. Un operador debe tener varios tipos deinformación antes de usar el software E&P Tank, tales como:1. Presión y temperatura del separador.2. Composición del petróleo del separador.3. Presión de referencia.4. Presión de vapor (método Reid) de petróleo.5. Tasa de producción de petróleo.

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6. Gravedad API del petróleo.El software E&P Tank también permite que los operadores introduzcan información más detallada acerca de las condiciones de operación, lo cual ayuda a refinar los cálculos de las emisiones. Con datos adicionales acerca del tamaño y la forma del tanque, temperaturas internas y temperaturas ambientales, el software puede producir cálculos más precisos. Esta flexibilidad en el diseño del modelo permite que los usuarios empleen para aprovechar la información disponible. Puesto que la composición del petróleo del separador es un dato clave en el modelo, el software E&P Tank incluye un muestreo detallado y un protocolo de análisis para el petróleo del separador. Se están desarrollando futuras versiones del software para calculartambién las pérdidas por emisiones de los tanques de agua de producción.Paso 3: Determinar el valor de las emisiones recuperadas. El valor de los vapores recuperados por las unidades de recuperación de vapores y logrados por los productores depende de cómo se usen:1. Usar los vapores recuperados in situ como combustible rinde un valor equivalente al combustible comprado que se desplaza, normalmente gas natural.2. Conducir por tubería los vapores (líquidos gaseosos naturales-metano enriquecido) a un oleoducto de recolección de gas natural debe rendir un precio que refleje el mayor contenido de Btu por mil pies cúbicos de vapores.3. Conducir por tubería los vapores a una planta de procesamiento que separará el gas natural licuado del flujo de gas del metano y los venderá separadamente también debe capturar el valor del contenido total de Btu de los vapores. Paso 4: Determinar el costo de un proyecto de unidad de recuperación de vapores. Losprincipales elementos de costo de las unidades de recuperación de vapores son el capital inicial para el equipo y los costos de instalación y operación. Varios fabricantes suministran sistemas de unidades de recuperación de vapores.Los costos del equipo se determinan según la capacidad de manejo de volumen de la unidad; la presión de la línea de ventas, el número de tanques en la batería; el tamaño y tipo del compresor; y el grado de automatización. Los principalescomponentes de las unidades de recuperación de vapores son los depuradores de succión, el compresor y la unidad de control automatizado. Al determinar el tamaño de una unidad de recuperación de vapores, la regla general de la industria es duplicar el volumen diario promedio para calcular la máxima tasa de emisionesLos costos de instalación pueden variar considerablemente según la ubicación (los lugares remotos probablemente resultarán en costos de instalación más altos) y el número de tanques (para múltiples tanques se requerirán sistemas de unidades de recuperación de vapores de mayor tamaño). Al calcular los costos de instalación también deben considerarse los gastos de transporte, preparación del sitio, construcción del alojamiento de la unidad de recuperación de vapores (para protección contra clima frío) y equipo suplementario (para operaciones remotas sin personal de operación). Los gastos de operación y mantenimiento (O&M, siglas en inglés) pueden variar según la ubicación de la unidad de recuperación de vapores (las unidades instaladasen lugares de climas extremos sufren mayor desgaste), los costos de electricidad y el tipo de petróleo producido. Por ejemplo, el petróleo basado en parafina puede causar obstrucción en las unidades de recuperación de vapores y éstas requerirán más servicio de mantenimiento.Finalmente, el costo de un oleoducto para interconectar el sitio de la batería del tanque con una planta de procesamiento u oleoducto es un factor en el aspecto económico total de la unidad de recuperación de vapores. Dichos costos son altamente específicos según el sitio y no se tratan en este documento.

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Paso 5: Evaluar los aspectos económicos del proyecto de unidad de recuperación de vapores. Instalar una unidad de recuperación de vapores puede ser muy rentable, y depende del valor de los vapores recuperados en el mercado local. l

.

PROBLEMÁTICA DEL VENTEO DE VAPORES A LA ATMÓSFERA. Como ya se ha mencionado, el principal componente de los hidrocarburos venteados a la atmosfera en los tanques de almacenamiento es el gas natural, por lo que en el capitulo anterior se analizaron sus propiedades. En este capítulo se analiza la situación nacional y mundial de las pérdidas generadas en las baterías de separación, así como el análisis del mecanismo que propicia que los vapores se generen en los tanques de almacenamiento. También se analiza el uso de las unidades recuperadoras de vapor, así como el funcionamiento de cada una de ellas. 3.1 Situación nacional y mundial de las pérdidas por evaporación.

El metano es el componente principal del gas natural y un potente gas de efecto invernadero cuando se libera a la atmósfera. Las emisiones de metano procedentes de los sistemas de petróleo y gas son el resultado, principalmente de las operaciones comunes, el mantenimiento rutinario, y las interrupciones del sistema. Estas emisiones pueden ser reducidas a un costo razonable mediante la mejora de las tecnologías o equipos que recuperen las emisiones y las reincorporen a las tuberías de producción, y de las prácticas de gestión y operaciones. La reducción de las emisiones fugitivas puede disminuir las pérdidas de productos, aumentar la seguridad en las áreas de trabajo, tener emisiones de metano más bajas, y aumentar los ingresos.

2.3.7.1 Beneficios económicos y para el medio ambiente

Las unidades de recuperación de vapores también capturan contaminantes del aire peligrosos. Al capturar el metano, las unidades de recuperación de vapores también reducen las emisiones de un potente gas de efecto invernadero.

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Además, la posterior utilización y venta de los vapores recuperados genera ganancias extras para la industria debido a que minimiza la compra de combustibles a otras compañías, la pérdida de hidrocarburos livianos en solución dentro de los vapores, entre otros beneficios.

Beneficios de la Reducción de Emisiones de Metano.

Reducir las emisiones de metano proporciona muchos beneficios de energía, seguridad, así como económicos y ambientales. En primer lugar, debido a que el metano es un gas de efecto invernadero potente y tiene una vida atmosférica corta, su reducción puede producir importantes resultados a corto plazo. Además, el metano es el constituyente principal del gas natural. Por lo tanto, la recolección y utilización del metano provee una valiosa fuente de energía de combustión limpia que mejora la calidad de vida en las comunidades locales y puede genera beneficios económicos. Producir energía a partir del metano recuperado también puede evitar el uso de recursos de mayor emisión de energía, como la madera, el carbón o el petróleo. Esto puede reducir las emisiones de CO2 provenientes de los usuarios finales y las plantas generadoras de energía, y también las emisiones de otros contaminantes del aire como el dióxido de azufre (uno de los mayores causantes de la lluvia ácida), partículas (una fuente de problemas para la salud) y otros rastros de contaminantes peligrosos en el aire. Capturar el metano de las minas de carbón también puede mejorar las condiciones de seguridad al reducir los riesgos de explosión. En el caso específico del sector de petróleo y gas, los beneficios de reducción de emisiones de metano son: Incremento de eficiencia energética

Reducción de desperdicio de combustible

Incremento de utilidades y reducción de costos

Mejora en seguridad industrial y productividad

Mejora en la calidad de aire y reducción de olores

Reducción de emisiones corporativas de gases de efecto invernadero. Es decir las emisiones que generan las empresas.

Acceso a posibles créditos de carbono

Avances en metas de desarrollo sustentable, como la implementación de un equipo no convencional para la recuperación de emisiones de metano a la atmosfera.

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2.3.8 Definición de Términos Básicos

Destilación: es la operación de separar, mediante calor, los diferentes componentes

líquidos de una mezcla, aprovechando las diferencias de volatilidades de los

compuestos a separar.

Diluente: sustancia que se utiliza para separar las partículas o moléculas de un cuerpo

sólido o espeso por medio de otra generalmente menos espeso y volátil, hasta lograr

una mezcla homogénea.

Mesa-30: es la denominación comercial de un crudo mediano de aproximadamente

30 grados API, producido en el Oriente de Venezuela.

Viscosidad: expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando se le aplica una

fuerza externa, es decir, es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir

deformaciones internas.

Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con

facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a

la del petróleo crudo ligero. Crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de

petróleo con un índice API inferior a 20 °,1 lo que significa que su densidad relativa es

superior a 0.933.

     GASODUCTO

      Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a

gran escala. en otras palabras el gasoducto transporta el gas desde el lugar en que se

produce hasta donde se va a consumir.

YACIMIENTO Es la acumulación natural en la corteza terrestre de gas y/o aceite de la misma

composición, comprendida en los mismos límites y sometida a un mismo

39

sistema de presión en una trampa petrolera. Se componen de roca almacén,

roca sello y roca generadora, esta última se puede o no encontrar en el sitio

donde se acumularon los fluidos.

POZO Es un agujero que se hace a través de la roca hasta llegar al yacimiento; en este

agujero se instalan sistemas de tuberías y otros elementos, con el fin de

establecer un flujo de fluidos (hidrocarburos y no hidrocarburos) controlados

entre la formación productora y la superficie.

La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN

El estudio de las características de los tanques de almacenamiento de crudo diluido y diluente, así como de las propiedades de estos fluidos con el fin de proponer la implementación de un sistema de recuperación de vapores establece que el tipo de investigación en que se basó el trabajo es “Investigación Descriptiva”; tomando como referencia a Arias (1999): “La investigación descriptiva consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de establecer su estructura o comportamiento. Los resultados de este tipo de investigación se ubican en un nivel intermedio en cuanto a la profundidad de los conocimientos se refiere.” (p.20)

3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

40

De acuerdo con las estrategias propuestas para responder a las principales interrogantes que fundamentaron el estudio y permitieron la resolución de los objetivos planteados, se realizó una investigación de campo, destacando que en esta investigación se emplearon datos secundarios provenientes de fuentes bibliográficas para construir el marco teórico. Sin embargo, los datos primarios son esenciales para el logro de los objetivos y problema planteados. Arias (1999) describe la investigación de campo como: “la investigación de campo consiste en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna”. (p.21)

3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA

Para el cumplimiento de los objetivos del trabajo se tomó en cuenta que la población estaba constituida por los Tanques de almacenamiento pertenecientes a la planta desaladora y deshidratadora de la petrolera sinovensa morichal ; y la muestra estuvo conformada por un total de 2 tanques de almacenamiento de crudo diluido.

3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO

3.4.1 Descripción del proceso de la planta deshidratadora y desaladora de la

petrolera sinovensa morichal.

A fin de cumplir con la descripción del proceso de la planta deshidratadora y

desaladora será necesario hacer un recorrido por la misma junto con el personal

calificado que será el encargado de explicar las funciones que cumple cada equipo

dentro de la planta.

De igual manera se realizaran consultas a fuentes bibliográficas pertenecientes a los

procedimientos que se llevan a cabo dentro de la panta para el buen funcionamiento

de la misma

3.4.2 Caracterización de los fluidos contenidos en los tanques para hacer un

análisis de su comportamiento.

41

La caracterización de los fluidos almacenados en los tanques 1001 y 1002 de la planta deshidratadora y desaladora de la petrolera sinovensa se basó en varias pruebas realizadas en el laboratorio de petróleo perteneciente al Distrito morichal. Las cuales se mencionan a continuación:

3.4.2.1 obtencion de la gravedad API del crudo en los tanques

Se tomaron muestras del crudo diluido almacenado en los tanques. Las muestras fueron llevadas al laboratorio de petróleo y siguiendo los procedimientos de la norma Norma covenin 883: 2002, especificadas a continuación se procederá a obtener la gravedad api

Se ajusta la temperatura de la muestra de acuerdo a la tabla anexa, el cilindro del hidrómetro debe estar aproximadamente a la misma temperatura de la muestra que será sometida a prueba

Se transfiere la muestra a un cilindro limpio, sin salpicar para evitar la formación de burbujas de aire y reducir al mínimo la evaporación de los constituyentes de bajo punto de ebullición en las muestras más volátiles se transfiere esta al cilindro del hidrómetro mediante el uso de un sifón usando un bulbo aspirador de goma

Se introduce el hidrómetro lentamente en la muestra hasta que se estabilice luego de sumerge el hidrómetro hasta que alcance dos divisiones dentro del liquido y se suelta se mantienen el resto de vástago seco

42

Cuando el hidrómetro se haya estabilizado y flote libremente y la temperatura de la muestra es constante en 0,1 c se lee el hidrómetro en la división más cercana de la escala. La lectura correcta es el punto donde la escala del hidrómetro intercepta con la superficie del líquido

3.4.2.2 Determinación del porcentaje de agua y sedimentos de las muestras

Para la determinación del porcentaje de agua y sedimentos de las muestras se cumplió el procedimiento establecido en la Norma Covenin 2683-90 que se explica a continuación:

Se agregan con una pipeta 50 ml de tolueno saturado con agua a 2 tubos de

centrifugación. Luego se agrega la muestra de crudo hasta la marca de 100 ml

directamente desde el recipiente de muestra previamente agitado. Se lee la parte

superior del menisco en las marcas de 50 ml y 100 ml. Se introducen 2 ml de solución

desmulsificante a cada uno de los tubos utilizando una pipeta. Se tapan los tubos

herméticamente utilizando corchos y se agitan hasta que el crudo y el solvente

queden bien mezclados.

Se aflojan un poco los corchos y se sumergen los tubos hasta la marca de 100 ml en

un baño para calentar la mezcla. Se vuelven a apretar los corchos y se agitan los tubos

para obtener una buena mezcla de crudo y solvente.

Se secan los tubos y se colocan en las copas de soporte giratorio de la centrifuga en

lados opuestos del mismo para establecer una condición de equilibrio. Se retiran los

corchos y se hace girar durante 10 minutos a 1500 rpm.

43

Inmediatamente después de que se detiene la centrífuga se colocan nuevamente

los corchos en los tubos, se lee y se anota el volumen combinado de agua y

sedimentos en el fondo de cada tubo por aproximación a 0,05 ml.

44

3.4.3 Conocimiento mediante pruebas de destilación la temperatura a la cual

se empieza a liberar los vapores del crudo

Las pruebas de destilación se realizaron con el fin de obtener la temperatura a la cual los componentes más livianos del crudo se convierten en vapores y se desprenden del mismo, así como para obtener los porcentajes de productos contenidos en cada muestra que luego serán utilizados como materia prima para la industria de refinación.

El procedimiento realizado para la obtención de los resultados fue el siguiente:

Se colocaron 250 ml de muestra en el balón de destilación al que se le colocó una

malla a la altura de salida de los vapores que simulan los platos existentes en las

torres de destilación.

En el tapón del balón se colocó un termómetro procurando que el bulbo quedara

justamente a la salida de los vapores hacia el baño.

Se agregó calor a la muestra y se anotan las temperaturas cuando los vapores

comenzaron a ascender hacia la malla, el punto donde se obtiene la primera gota de

destilado y luego las temperaturas a 5%, 10%, 20%, 30% y el punto final de la

destilación, el cual fue establecido a 300°C.

Posteriormente se toma el volumen de residuo obtenido con el fin de cuantificar las

pérdidas generadas durante la destilación.

3.4.4 Estimación del volumen evaporado en el tanque 1001 y 1002 La estimación del volumen almacenado en los tanques 1001 y 1002 de la planta deshidratadora y desaladora de la petrolera sinovensa se realizo mediante dos métodos , en vista de que Calcular el total de emisiones de vapor de los tanques de combustible puede ser complicado por muchos factores que afectan la cantidad de gas que se liberará de un tanquede petróleo, del tanque). Las mismas se especifican a continuación:

45

3.4.4.1 Análisis de la gravedad API y la presión del separadorEste método analiza la gravedad API y la presión del separador para determinarla relación gas/petróleo . dada la gravedad API del petróleo y la presión de descarga de la cámara el volumen total de vapores se calculo por barril de petróleo Una vez que se ha calculado la tasa de emisiones por barril, se determino la cantidad total de emisiones de los tanque multiplicando el cálculo por barril por la cantidad total de petróleo que ingresa altanque.

3.4.4.1 uso de la Norma API Bull 2518 Durante esta etapa se realizaron cálculos para obtener el volumen de pérdidas

estimado en cada uno de los tanques. Para ello se tomarán en cuenta las características físicas de los tanques: (volumen, capacidad, color, tipo, entre otras); temperatura promedio de la zona, humedad, etc. Utilizando la Norma API Boletín 2518 se procedió al cálculo de las pérdidas en cada tanque .A continuación se muestran las ecuaciones utilizadas para los cálculos:

Pérdidas Totales

WST LLL (3.1)

Dónde: LT: Pérdida total, [Lbs/año o bls/año]

46

LS: Pérdidas por almacenaje, [lb/año]LW: Pérdidas por trabajo, [lb/año]

Pérdidas por almacenaje

VSVOES WKDHKL ***4***365 2 (3.2)

Dónde: KE: Factor de expansión en el espacio de vapor, [adimensional]Hvo: Espacio de vapor disponible, [pies]D: Diámetro del tanque, [pies]Ks: Factor de saturación del vapor venteado, [adimensional]WV: Densidad de vapor del contenido, [lb/pie3]365: Constante que representa el número de días por año.

Convirtiendo las pérdidas por almacenaje a unidades de barriles por año:

VC

SS W

añolbLañoblsL

*42)/(

)/( (3.3)

Dónde: 42: Constante de conversión que se introduce para considerar que cada barril de petróleo contiene 42 galones, [galón/bl].WVC: Densidad del vapor condensado a 60°F, [lb/galón]

0

VAA

BV

LA

VE PP

PPTT

K (3.4)

Dónde:ΔTV: Rango de la temperatura diaria del vapor, [ºR]ΔPV: Rango de presión de vapor diaria, [lpcm]ΔPB: Rango de ajuste de la presión de venteo, [lpcm] TLA: Temperatura promedio diaria del líquido, [ºR]PA: Presión Atmosférica, [lpca]PVA: Presión de vapor promedio diaria del líquido a temperatura de superficie, [lpca]

ROLSVO HHHH (3.5)

Dónde: HS: Altura de la pared del tanque, [pies]HL: Altura del líquido almacenado, [pies]

47

HRO: Altura libre del tanque, [pies]

RRO HH *31 (3.6)

SRR RSH * (3.7)

Dónde:RS: Radio del Tanque, [pies]HR: Altura del Techo, [pies]SR: Inclinación del techo, [pie/pie]. Cuando SR no se conoce, se asume un valor típico de 0,0625.

VOVAS HPK

**053,011

(3.8)

Dónde: 0,053: Constante, [lpca/pies]

LA

VAVV TR

PMW

**

(3.9)

Dónde: Mv: Peso molecular del vapor, [lb/lbmol]. Para el petróleo se asume un peso molecular del vapor de 50 lb/lbmol.

Pérdidas por Trabajo

VBPNLXW WKKKDHNL ****)*4(** 2 (3.10)

Dónde: N: Número de veces de llenado del tanque al año.HLX: Altura máxima del líquido almacenado, [pies]KN: Factor de cambio de pérdidas por trabajo, [adimensional]KP: Factor del Producto, [adimensional]KB: Factor de corrección de venteo, [adimensional]WV: Densidad del Vapor, [lb/pie3]

Convirtiendo LW de libras por año a barriles por año:

VC

WW W

añolbLañoblsL

*42)/(

)/( (3.11)

48

NNK N *6

180 (3.12)

0,1*

AVI

ABPN PP

PPK (3.13)

Si el resultado de la expresión es menor a 1, KB =1; de lo contrario KB se estima por medio de la siguiente ecuación:

VAABP

VAN

AVI

B PPP

PKPP

K (3.14)

Dónde: PVI: Presión en el espacio de vapor a condiciones iniciales, [lpcm]PA: Presión atmosférica, [lpca]PBP: Valor de la Presión de venteo (siempre es positivo), [lpcm]

Según el Instituto Americano de Petróleo (API) el valor de KP para el petróleo es: 75,0PK (3.15)

Otras Ecuaciones:

2ANAX

AATT

T

(3.16)

ANAXA TTT (3.17)

Dónde: TAA: Temperatura promedio diaria del ambiente, [ºR]ΔTA: Variación de temperatura ambiente diaria, [ºR]TAX: Máxima temperatura ambiente diaria, [ºR]TAN: Mínima temperatura ambiente diaria, [ºR]

1*6 AAB TT (3.18)Dónde: TB: Temperatura del volumen de líquido, [ºR]

49

1 y 6: Constantes, [ºR]ITTT BAALA **0079,0*56,0*44,0 (3.19)

Dónde: TLA: Temperatura promedio diaria del líquido, [ºR]α: Absorbancia solar de la pintura del tanque, [adimensional]I: Radiación Solar, [BTU/pies2.día]

ITT AV **028,0*72,0 (3.20)

Dónde:ΔTV: Rango de la temperatura diaria del vapor, [ºR]

LAVA T

BAP exp (3.21)

Dónde:A: Constante en la ecuación de presión de vapor, [adimensional]

PVRLnA *9672,082,12 B: Constante en la ecuación de presión de vapor, [ºR]

PVRLnB *12167261 PVR: Presión de vapor Reid, [lpca]

2

***05,0

LA

VVAV T

TPBP

(3.22)

Dónde:ΔPV: Rango de la presión de vapor diaria, [lpcm]

BVBPB PPP (3.23)

Dónde:ΔPB: Rango de ajuste de la presión de venteo, [lpcm]PBV: Valor de la presión de vacío (siempre un valor negativo), [lpcm]PBP: Ajuste de la presión de venteo del respiradero (siempre valor positivo), en libras por pulgada cuadrada,

50

VVC MW *08,0 (3.24)

Dónde:WVC: Densidad del vapor condensado, [lb/galón]0,08: Constante, [lbmol/galón]

3.4.5 Estudiar la ubicación de la unidad recuperadora de vapor

3.4.6 Evaluar la factibilidad de incorporación de una unidad recuperadora de

vapor

De acuerdo a los resultados obtenidos en los cálculos se realizo se procedió a la evaluación de factibilidad de instalación de una unidad recuperadora de vapores . El procedimiento utilizado fue el siguiente:

3.4.6.1 Determinación de la velocidad del gas, diámetro y caída de presión en la tubería usando el simulador pipephase

La velocidad de desplazamiento. el diámetro y cada de presión en la tunería se

calcularon usando el simulador pipephase el cual es un simulador de flujo

multifasico en estado estacionario y permite simular pozos, tuberías y redes de

tuberías, tanto para el transporte de hidrocarburos como de agua y vapor

3.5 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS

Arias (2006) expresa que la técnica de recolección de datos se define como “las distintas formas y maneras de obtener información” (p.111). Con la finalidad de cumplir con los objetivos planteados en la investigación se utilizaron las siguientes técnicas de recolección de datos:

51

3.5.1 Técnicas:

3.5.1.1 Revisión Bibliográfica

Se llevaron a cabo consultas bibliográficas en distintos medios como: trabajos de investigación, Libros de Texto, Manuales, Publicaciones, Consultas en Internet y la Red de PDVSA.

52

3.5.1.2 Entrevista

Se utilizó como apoyo las entrevistas a ingenieros y personal que labora en las en la planta desaladora y deshidratadora de la petrolera sinovensa morichal

3.5.1.3 Observación

Se realizaron visitas a las estaciones de flujo con el fin de observar el comportamiento de los equipos a estudiar, determinar si existe liberación de vapores en los tanques de almacenamiento, estudiar el espacio físico donde puede ser instalada la unidad recuperadora de vapores, conocer los parámetros operacionales de las estaciones y obtener datos necesarios para la realización del proyecto.

3.5.1.4 Instrumentos

Los principales a utilizar en esta investigación son los programas y servidores que permitan el estudio y desarrollo de los objetivos planteados durante la investigación. Entre estos tenemos:

Equipo de Destilación

Este equipo consta de un balón de destilación en el cual se agrega el fluido a ser estudiado; un baño de condensación que se encarga de condensar los vapores que salen a través del cuelo del balón; una manta de calentamiento con la cual se incrementa la temperatura del fluido; un cilindro graduado para cuantificar las fracciones recuperables; y un termómetro que permite medir las diferentes temperaturas a la cual se obtienen los cortes.

3.6 RECURSOS

3.6.1 Recursos Humanos

53

Se contó con el apoyo del equipo de profesionales pertenecientes a la empresa petrolera sinovensa,

3.6.2 Recursos Financieros

Los recursos financieros para llevar a cabo este proyecto fueron proporcionados por la empresa, quien garantizó el cumplimiento de los objetivos del proyecto.

3.6.3 Recursos Materiales y Bibliográficos

Se contó con el acceso a todos los archivos de la empresa, necesarios para llevar a cabo el cumplimiento del proyecto. Así como la utilización de equipos de oficina (Computadoras, Impresoras, Fotocopiadoras).

54

CAPITULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1 Descripción del proceso de la planta deshidratadora y desaladora de la

petrolera sinovensa morichal.

El proceso que se lleva a cabo dentro de la planta desde la estación de flujo hasta que

el crudo llega a los tanques es un trabajo que requiere integración y manejo tanto de

los equipo como del personal que allí labora, tras el recorrido a la planta se pudo

constatar dicho proceso y se describe a continuación:

4.2 Caracterización de los fluidos contenidos en los tanques para hacer un

análisis de su comportamiento.

Se tomaron muestras de crudo a la salida de los tanques 1001 y 1002 a fin de

determinar sus propiedades y luego proceder a realizar las pruebas de destilación .la

muestras de crudo llevadas al laboratorio permitieron obtener la gravedad api y el

porcentaje de agua y sedimento .los resultados se muestran a continuación

4.2.1 Gravedad API del crudo en los tanqueslas pruebas realizadas arrojo los siguientes resultados de gravedad api para los tanques 1001 y 1002

tanques api Temperatura (f)

1001 15.9 100

1002

55

3.4.2.2 Determinación del porcentaje de agua y sedimentos de las muestras

La determinación del porcentaje de agua y sedimentos existente es importante debido a que si posee un contenido de agua fuera de las especificaciones de venta, es decir mayor al 1%, necesitaría tratamientos adicionales que permitan eliminar este exceso, provocaría problemas operacionales tanto en el transporte del mismo hacia las estaciones de flujo como al momento de ser mezclado con el crudo producido.

Es por ello, que este exceso de agua en el diluente ocasiona que se necesite una mayor cantidad del mismo para llevar el crudo producido en el área a las especificaciones de venta, haciendo necesario una mayor tasa de bombeo provocando un incremento en el trabajo en las bombas de transferencia. Por otra parte, si el diluente utilizado posee un contenido de sedimentos excesivo ocasiona problemas en las tuberías al ser transportado, los sedimentos generan mayor fricción y al transcurrir el tiempo crea obstrucción de la tubería en aquellas zonas donde se dificulta su paso, por ejemplo en los distintos componentes y accesorios.

Muestra % a y stk- 1001 5.6Tk 1002 5.6

4.2.2 Conocimiento mediante pruebas de destilación la temperatura a la cual

se empieza a liberar los vapores del crudo

Las pruebas de destilación se realizaron a los fluidos almacenados en los tanques de las estaciones de flujo con la finalidad de determinar la temperatura a la cual se comienzan

56

a desprender los componentes volátiles de los fluidos y determinar los porcentajes de productos existentes en los mismos.

En todos los casos las pruebas se realizaron hasta una temperatura de 300°C con el fin de evitar la descomposición térmica de los fluidos causada por la formación de coque en el fondo del balón de destilación, cuando el crudo es sometido a temperaturas muy elevadas sufre cambios en su composición, lo que conduciría a errores en la medición de los volúmenes de productos obtenidos, así como del porcentaje de residuo y pérdidas.

La determinación de la temperatura a la cual se comienzan a desprender los vapores del fluido es importante debido a que dichos fluidos son almacenados en tanques a presión atmosférica y diariamente sufren cambios de temperatura de acuerdo a las condiciones climáticas de la zona.

El propósito de realizar la prueba de destilación fue observar si los fluidos comienzan a evaporarse a temperaturas parecidas a la temperatura de almacenamiento de los tanques ubicados en las estaciones de flujo y determinar si esta temperatura incide en la liberación de los componentes livianos de los fluidos almacenados.

Con la destilación atmosférica se determina el porcentaje de productos de las muestras de hidrocarburos valiéndose de las diferencias en los puntos de ebullición de los componentes. Las fracciones más volátiles del crudo se destilan hasta una temperatura de 150°C y se obtienen naftas ligeras y pesadas, las cuales sirven de materia prima para la elaboración de la gasolina comercial usada como combustible para automóviles.

Las fracciones medianas se destilan a temperaturas que van desde los 150°C hasta los 300°C y se obtiene kerosén, el cual sirve como materia prima para la generación de combustibles para los motores de aviación. A temperaturas superiores a los 300°C se destilan las fracciones más pesadas de la muestra, de donde se obtiene gasoil liviano y pesado. Por encima de los 350°C comienza la descomposición térmica de los hidrocarburos, por lo que no es recomendable elevar la temperatura de la muestra por encima de ese valor para evitar errores en los resultados de la prueba.

El porcentaje de pérdidas de las muestras está definido por el volumen de hidrocarburos que se evapora y no puede ser contabilizado. En las tablas 4.3, 4.4, 4.5 y 4.6 se muestra el porcentaje de productos obtenidos así como la temperatura en la cual se comienzan a liberar las fracciones volátiles de las muestras de diluente y de crudo diluido manejados en las estaciones

57

Apéndices

58

Cálculo de pérdidas estáticas:

Altura del techo (HR)

HR=SR*RS

HR= 0.0625 pie/pie *60 piesHR= 3.75 pies

Altura Libre del Tanque (HRO)HRO = 1/3 * HR

HRO = 1/3*3.75HRO = 1.25PIES

Espacio de Vapor Disponible (HVO)HVO= HS-HL+HRO

HVO= 40PIES -37PIES +1.25 PIESHVO= 4.25 PIES.

Temperatura Promedio Diaria del Ambiente (TAA) TAA= (TAX+TAN)/2 TAA= (549.6 +546)°R/2 TAA= 547.8 °R

REVISAR BIEN CUALES SON LAS TEMPOERATURAS MAXIMAS Y MINIMAS . ACA YO COLOQUE LA QUE APARECE EN LA HOJAS QUE ME DISTE MAXIMA 30 F QUE ES 549.6 RANKING Y LA MINIMA METI 30 POR METER UN VALOR ASI QUE PREGUNTA ESO

59

Variación de temperatura ambiente diaria (ΔTA)

ΔTA= TAX- TAN

ΔTA=( 549.6 -546)°RΔTA= 3.6°R

Temperatura del Contenido Almacenado (TB)TB= TAA+ (6*α)-1TB= 547.8 +(6 *0.74) -1TB= 551.24 °R

El valor de α está dado por el color del tanque y las condiciones de la pintura del mismo. Ver Apéndice.

Temperatura Promedio Diaria del Líquido (TLA)TLA = 0.44* TAA+0.56*TB+0.0079*α *ITLA =(0.44*547.8 ) +(0.56 *551.24) + (0.0079*0.74*1915)TLA = 560.092 °R

Presión de Vapor Diaria (PVA)PVA = EXP (A- B/TLA)

Donde:A= 12.82 -0.9672*LN(PVR)B=7261-1216*LN (PVR)

FALTA LA PRESION DE VAPOR REID ESE VALOR ES DE LABORATORIO SE CALCULA ALLI ASI QUE AVERIGUA ESO .Sustituyendo A y B en la ecuación se tiene:

Rango de Temperatura Diaria del Vapor (ΔTV)

60

Δ TV= 0.72 *ΔTA +0.028*α*IΔ TV= (0.72*3.6) +0.028* 0.74*1915Δ TV= 42.27°R

Rango de la Presión de Vapor diaria (ΔPV)Δ PV = (0.05 *B*PVA*ΔTV)/TLA

2

Rango de Ajuste de Presión de Venteo (ΔPB)ΔPB= PBP-PBV

PBV VALOR DE LA PRESION DE VACIO PBP AJUSTE DE LA PRESION DE VENTEO ESTOS VALORES LOS DEBEN DAR EL OPERDOR DEL TANQUE O EL PROPIETARIO

Factor de Expansión en el Espacio de Vapor (KE)KE =(ΔTV/TLA)+ (ΔPV-ΔPB)/(PA-PVA)

LA PA ES PRESION ATMOSFERICA Y TAMBIEN DEBES PREGUNTAR

Factor de Saturación del Vapor Venteado (KS)

081,0)365,18*648,11*053,0(1

1**053,01

1

S

S

VOVAS

K

K

HPK

(3.8)

61

Densidad del Vapor contenido (Wv)

3096,0

021,565*731,10648,11*50

**

pieLbW

W

TRPM

W

V

V

LA

VAVV

(3.9)

Densidad del Vapor Condensado (WVC)

galónLbW

WMW

VC

VC

VVC

4

50*08,0*08,0

(3.24)

Pérdidas por Almacenaje (LS)

PREGUNTAR SI EL DIAMETRO DEL TANQUE ES 120 PIES

añoLbL

L

WKDHKL

S

S

VSVOES

948,14878

096,0*081,0*35*4

*365,18*296,0*365

***4

***365

2

2

(3.2)

Convirtiendo las pérdidas a unidades de barriles por año:

añoblsL

L

WañolbLsañoblsL

S

S

VCS

565,88

4*42948,14878

*42)/(/

(3.3)

62

Cálculo de Pérdidas Operativas:

Factor de Cambio (KN)

N ES NUMERO DE VECES DE LLENADO DEL TANQUE AL AÑO ESO DEBES PREGUNTAR ALMENOS UN PROMEDIO.

194,01095*6

1095180*6

180

N

N

N

K

K

NNK

(3.12)

Factor de Corrección de Venteo (KB)

Sustituyendo en la siguiente expresión:

0,1*

AVI

ABPN PP

PPK

Donde PVI representa la presión de Vapor Reid a condiciones iniciales de Operación, es decir, PVI= 8,15 lpcm. Entonces:

125,07,1415,87,1403,0*194,0

Como el resultado de la expresión anterior es menor a 1; KB=1.

Pérdidas por Trabajo (LW)

63

añolbL

L

WKKKDHNL

W

W

VBPNLXW

97,412415

096,0*1*75,0*194,0*35*4*28*1095

*****4**2

2

(3.10)

Convirtiendo LW de libras por año a barriles por año:

añoblsL

L

Waño

lbLaño

blsL

W

W

VC

W

W

857,2454

4*4297,412415

*42

(3.11)

Pérdidas Totales:

añoblsL

añoblsL

LLL

T

T

WST

422,2543

857,2454565,88

ADEMAS DEBES PREGUNTAR LO DEL SIMULADOR ESE QUE VAS USAR SI NO USAS LAS FORMULAS QUE TIENE LA CHAMA EN SU TESIS PARA LA VELOCIDAD Y PUNTO PERO LISTO NO SE MAS NADA….ESTO ES LO QUE SE FALTA QUE TENGAS LOS RESULTADOS PARA PODER HACER EL CAPITULO 4Y NO PUEDES DEJAR ESTO AMI TU ERES QUIEN TIENEN QUE HACER LAS COSAS PORUQE A TI ES QUE TE VAN A PREGUNTAR Y APARTE HAY COSAS QUE NO SE Y NECESITO QUE ESTE ACA PARA PREGUNTARTE SOBRE TODO DE LOS TANQUES A DONDE DEMONIO DESPUES VA EL CRUDO ESE… TAMBIEN NECESTITAS LA GRAVEDAD API DEL TANQUE 1002.

64