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CONTROL DE PRODUCCION YACIMIENTOS GASIFEROS Producción II.

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Presentación del tema: "CONTROL DE PRODUCCION YACIMIENTOS GASIFEROS Producción II."— Transcripción de la presentación:

1 CONTROL DE PRODUCCION YACIMIENTOS GASIFEROS Producción II

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5 Diagrama del Proceso Pozos Compresor USP LTS Gasoducto PTC Compresor Gasolinas HP: 35 KG MP: 30 KG LP: 15 KG LLP: 10 KG KG

6 Diagrama del Proceso MANIFOLDMANIFOLD HP Separador Tratamiento Calor Deshidratación Procesamiento Gas de Venta Estabilización Oil Oil y Agua a Tratamiento Compresor Hidratos Compresor PPozos

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8 Wellhead Facilite Diseñado bajo la norma API (RP) 14 C Presión de trabajo 135 Barg Temperatura máxima de trabajo 60 °C (45 °C + 15 °C de margen de seguridad) a 0,5 MSm3/d Máxima capacidad de producción de 0,5 MSm3/d y mínima de 0,05 MSm3/d Capacidad para producir 10 m3/MSm3 de gas con una capacidad máxima de producción de fluido de 21 m3/MSm3 de gas Capacidad de mover 10 % de CO2 en el flujo de gas producido Conjunto de válvulas de producción y seguridad

9 Panel de Control Apertura o cierre de válvula Maestra o Wing Valve (SDV) Apertura o cierre de válvula de línea (ESDV) Manejo de Skid de químicos Detección de baja o alta presión en boca con parada automática Detección de fuego en boca Comunicación con centro de control a través de fibra óptica o sistema SCADA Manejo de válvulas UMV, LMV y DHSV

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11 SKID DE QUIMICOS

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13 Hidratos Los hidratos son estructuras cristalinas que resultan de la combinación física de moléculas de agua, hidrocarburos y otros (H 2 S, CO 2,...) en ciertas condiciones de presión y temperatura La primera etapa de formación de los hidratos es la nucleación, en la que se forman los núcleos de hidratos y se agrupan hasta alcanzar el tamaño crítico. El cristal de base formado crecerá por el agregado de moléculas de agua (cristalización) hasta alcanzar el equilibrio termodinámico.

14 Hidratos Existen 3 tipos de formaciones de hidratos: Tipo I & II Son los hidratos típicos que se forman en las operaciones Tipo H Solo han sido formados en laboratorios.

15 Hidratos Las condiciones para la formación de hidratos son las siguientes: Trabajar el flujo de gas en condiciones de presión y temperatura que favorecen la precipitación de los mismos.(alta P y Baja T) El gas se encuentra por debajo del punto de burbuja con agua libre presente, es decir si no hay agua libre presente el hidrato no puede formarse; está condición se da a altas velocidades del gas y en punto de nucleación del sistema (válvulas, codos, reducciones) Presencia de hidrocarburos livianos (C1 a C4) o gases ácidos (CO2/ H2S) o Nitrógeno Por Ejemplo: Los hidratos de metano pueden destruirse a temperaturas de -15°C y presión atmosférica pero a altas presiones los mismos se pueden formar a temperatura ambiente en regiones cálidas.

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18 Una vez que los hidratos son formados en el sistema se pueden usar procesos para manejar los mismos y no tener problemas aguas arriba: LTX (intercambiador a bajar temperatura) Condensados y Agua Condensados Agua Gas Separador trifásico HP Gas Residual

19 Prevención: Mediante calor Mediante tratamiento químico del flujo de gas: Con este tratamiento lo que realizamos es bajar la temperatura de formación de hidratos estos pueden ser: Alcohol Glycol A pesar de que el metanol es muy eficiente su volatilidad hace su regeneración muy costosa y poco practica, comúnmente se utiliza como Back-up y en operaciones especiales; lo comúnmente utilizado es MEG y DEG. Mediante la deshidratación para evitar que la fase vapor condense dentro del agua libre Metanol Ethylene glicol (MEG) Diethylene glicol (DEG) Hidratos

20 Type of Product ProductInjection PointFlow-rates Back-up Pump Storage RequirementsFiltration RequirementsTransfer Requirements Hydrate InhibitorMethanolWell Heads Non-permanent injection** No1 m 3 Fixed-Tank per wellNo Transfer from Transportables Tanks Corrosion Inhibitor EC-1154A*Well Heads15 l/dYes 1 m 3 Fixed-Tank per well No Transfer from Transportables Tanks or Drums

21 Entre los problemas principales que trae asociado los hidratos tenemos el taponamiento de las cañerías de conducción con la consecuente perdida de caudal del flujo de gas; también produce la afección de válvulas, codos y instrumentos de medición cuando este fenómeno ocurre se los denomina Freezing Hidratos

22 Sistemas de Medición Sistema de Medición de Gas Natural Dispositivo Primario: 1)Placa Orificio 2)Turbina 3)Ultrasónico Dispositivo Secundario 1)Transmisor de Presión Estática 2)Transmisor de Presión Diferencial 3)Transmisor de temperatura y cromatografía Dispositivo Terciario Computador de Flujo

23 Sistemas de Medición Placa Orificio Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo a las especificaciones de la norma AGA N° 3 (American Gas Association) dentro de las especificaciones definidas por la norma tenemos: El borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados, además indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros de tuberías y el espesor del borde aguas arriba este ultimo no deberá exceder de 1/50 del diámetro interior de la tubería (D) y 1/8 del diámetro del orificio (d) adoptándose el menor valor espesor que resulte de ambos requerimientos; por tal motivo es que algunas placas cuyo espesor supere lo requerido por la norma son biselados o rebajados para entrar dentro de las especificaciones. Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores de medición es que la relación entre (d/D) no debe superar los limites ; a está relación se la denomina factor Beta y la misma se la puede encontrar en tablas para distintos diámetros de tuberías.

24 Sistema de Medición

25 Se mide la presión deferencial (P1-P2) y temperatura de la vena de fluido en forma electrónica, estás señales son colectadas por la RTU y a través de una CPU realiza el calculo de caudal en función de la norma AGA 3. Este caudal se transmite a través de un sistema SCADA al centro de control cada 10 minutos graficando los mismos. Desde este centro de control se puede actualizar las dimensiones de la placa orificio a través de algoritmos de calculo existentes en la RTU en función de las condiciones operativas del pozo.

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28 Control Dimensional de la Placa -Diámetro efectivo -Desvió de circularidad -Espesor de la placa -Espesor del pasaje -Angulo del bisel -Rugosidad media aritmética caras aguas arriba y abajo -Desvió de planificad caras agua arriba y abajo Sistema de Medición

29 Longitud del puente de medición Sistema de Medición

30 Acondicionador de flujo Control dimensional según norma -Cantidad de tubos -Diámetro -Longitud -Área de tubos Sistema de Medición

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32 Porta orificio: Hay de dos tipos de bridas y porta orificio Daniel Senior una de las grandes ventajas de este ultimo es que en su reemplazo no es necesario el uso de un By- pass. La función de porta–orificios es mantener la placa en el centro del conducto, normalmente las placas se corresponden con sus bridas por lo que el centrado de las mismas es inmediato. Sistema de Medición

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35 Extracción de placa Orificio a.Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9) b.Abrir la válvula de compuerta (8), comunica ambas caras c.Girar el eje del piñón inferior (7), levanta la placa primer tramo d.Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa segundo tramo e.Cerrar la válvula compuerta (8) f.Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9) g.Abrir la válvula de venteo (5),queda sin presión la cámara superior h.Lubricar con la grasera (10), lubrica la guía i.Aflojar pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2) j.Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto empaquetador y tapa (3,4) k.Sacar la pieza de fijación (2) y el conjunto (3,4) Sistema de Medición

36 Instalación de la placa orificio a.Cerrar la válvula de venteo (5) b.Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6) hasta que la placa apoye suavemente en la válvula de compuerta (8) c.Colocar conjunto (3,4), la placa de fijación (2) y ajustar los pernos (1) d.Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9) e.Abrir la válvula de compuerta (8) f.Girar piñón superior (6) g.Girar piñón inferior (7), asienta la placa orificio en su posición de trabajo h.Cerrar la válvula compuerta (8) i.Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9) j.Abrir la válvula de venteo (5) k.Lubricar la guía l.Cerrar la válvula de venteo Sistema de Medición

37 Tubo medidor Lo constituye la parte recta del puente de medición ubicado a ambos lados de la placa orificio. Es importante que el gas circule con la menor perturbación posible a fin de obtener la mayor exactitud en la medición, para esto se requiere una longitud recta mínima a ambos lados las cuales vienen especificadas en la Norma AGA N°3 para distintas aplicaciones y generalmente en diámetros de tuberías. Sistema de Medición

38 Medidor de temperatura: Deberá ser instalado aguas debajo de la placa orificio a una distancia mínima requerida y no más de 20 diámetros de la tubería. Sistema de Medición

39 Registrador de Presión Sistema de Medición

40 1)- Las válvulas (1,2) y venteo (3) deben estar abiertas. Las válvulas (4 y 5) deben permanecer cerradas. 2)- Dar cuerda al reloj y ajustarlo al intervalo deseado. 3)- Colocar la carta de registro y controlar el estado de las plumas. 4)- Ajustar la pluma de presión estática al cero de la carta. Para ello regular el tornillo del brazo de la pluma. 5)- Ajustar la pluma de presión diferencial al cero de la carta, para lo cual se cierra la válvula de venteo (3) y se abre la válvula de paso (4), como la válvula (5) está cerrada y las válvulas (1 y 2) están abiertas; la presión P1 actuara sobre ambos diafragmas. En está condición ajustar la pluma al cero de la carta con el correspondiente tornillo de regulación. 6)- Abrir la válvula de paso (5) y cerrar lentamente la válvula (1), observando si la pluma de presión diferencial se ubica en las proximidades del punto de la escala de la carta.

41 Selección del diámetro de orificio y Estimación del caudal Con la regla de Daniel podemos seleccionar el diámetro del orificio a utilizar y el caudal de gas, la misma se utiliza cuando se desea estimar un caudal de gas in- situ donde no se requiere exactitud, para cálculos más precisos se utiliza software específicos. Con la regla evitamos probar distintos diámetros de orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos, para la utilización de la misma debemos conocer los siguientes datos: -Caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora -Diámetro del tubo medidor, en pulgadas -Presión manométrica del sistema, en psi -Temperatura estimada de gas (podemos adoptar un valor promedio de 60 °F) -Gravedad especifica del gas Sistema de Medición

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43 Datos necesarios para el calculo del orificio 1)- Caudal estimado de gas, en pie3/hora 2)- Diámetro del tubo medidor, en pulgadas 3)- Presión manométrica del sistema, en psi 4)- Temperatura estimada de gas (podemos adoptar valor promedio de 60 °F) 5)- Gravedad especifica del gas 6)- Presión diferencial Datos necesarios para el calculo de gas 1)- Presión diferencial 2)- Presión estática 3)- Diámetro del Orificio 4)- Temperatura promedio del gas 5)- Gravedad especifica del gas 6)- Relación β

44 Sistema de Medición Selección del diámetro del orificio 1)- Desplazamos la regla superior (1) y hacemos coincidir el valor del caudal de gas (flow rate) con el valor de la presión diferencial, que está indicada en la escala fija superior 2)- Desplazamos la regla intermedia (2) hasta hacer coincidir el valor de la presión del sistema con el diámetro del tubo medidor, que está indicado en la regla superior 3)- Desplazamos la regla inferior (3) y hacemos coincidir el valor de la gravedad especifica del gas con el valor de la temperatura, que está indicada en la regla intermedia 4)- Con la regla (1) en esa posición leemos el valor de β en la escala superior de la misma Con este valor β y para la medida del tubo medidor encontramos el diámetro del orificio a utilizar

45 Sistema de Medición Estimación del caudal 1)- Hacemos coincidir el valor de β con el diámetro del orificio. 2)- Desplazamos luego la regla intermedia hasta hacer coincidir el valor de la temperatura del gas con el valor de la gravedad especifica del mismo. 3)- Manteniendo la regla intermedia en esa posición desplazamos la regla superior hasta hacer coincidir el diámetro del tubo medidor con el valor de presión estática. 4)- Buscamos en la escala superior el valor de la presión diferencial y en correspondencia con este leemos el caudal de gas.

46 Ventajas de medición con placa orificio 1)Mayor tolerancia a las impurezas del gas 2)Cuando un bache de liquido en el gas natural pasa por el punto de medición se puede continuar prestando el servicio a un bajo costo de mantenimiento 3)Al efectuar análisis de presión estática y diferencial se realiza el diagnostico oportuno de presencia de liquido en el flujo de gas a objeto de poner las alertas respectivas aguas abajo 4)Equipos simples y económicos 5)Fácil ejecución de mantenimiento 6)Partes intercámbiales entre las placas orificio 7)Luego de salir de servicio la placa puede ser utilizada en otro sistema 8)La placa orificio es de fácil interpretación para los operadores de la misma Sistema de Medición

47 Desventajas de medición con placa orificio 1)Instrumento de baja precisión 2)Es fácil que se descalibre, esto ocurre inclusive con el cambio de carta la cual se hace semanalmente 3)Pueden ser manipulados con facilidad y el registrador se descalibra 4)Dado que por lo general no tienen incorporado registrador de temperatura la medición se realiza con un promedio de la misma que incorpora mayor incertidumbre a la medición 5)En las paradas de emergencia de las plantas compresoras se produce un cierre abrupto de las válvulas actuadoras y al empezar el venteo del gas se produce una gran velocidad del fluido lo cual ocasiona dobladura de los orificios y en algunos casos se sale la placa del porta orifico Sistema de Medición

48 Turbina Este tipo de medidor consiste en un rotor que gira al paso del flujo de gas o liquido con una velocidad directamente proporcional al caudal, la velocidad del fluido ejerce una fuerza de arrastre en el rotor, la diferencia de presiones debida al cambio de área entre el rotor y el cono posterior ejerce una fuerza igual y opuesta; debido a esto el rotor se encuentra equilibrado hidrodinámicamente y gira entre el cono anterior y posterior sin necesidad de rodamientos. Existen dos tipos de convertidores para captar la velocidad de la turbina A)De Reluctancia B)Inductivo Fabricado bajo especificaciones de AGA N° 7 Sistema de Medición

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54 Medidor Ultrasónico El principio de funcionamiento se basa en que una onda sonora viaja a velocidad especifica dependiendo el tipo de fluido, si el fluido está en movimiento la velocidad de la onda ultrasónica es igual a la suma de velocidades del sonido en ese fluido y la velocidad del fluido relativa a los traductores. La onda sonora viajando en la dirección del fluido llegara antes que la que viaja en dirección contraria (aguas arriba); un medidor de tiempo de transito opera midiendo ambas, el tiempo de transito absoluto y la diferencia requerida entre ambas para viajar entre los traductores. Basada en ese tiempo de transito el medidor calcula la velocidad media del flujo y partir de la misma realiza un calculo del caudal de gas Fabricado bajo especificaciones de AGA N°9 Sistema de Medición

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57 Especificación Gas de Venta Según Resolución 622/98 ENARGAS Gas Suministrado a Consumidores Potential Flow Rate13.8 MSm 3 actual HV HC Dew Point bara Water content65 mg / SCM Carbon Dioxide (CO 2 )2% molar fraction Inert Component (N 2 +CO 2 )4% molar fraction Hydrogen Sulphide (SH 2 )3 mg/sm 3 (S)15 mg/sm 3 Solid particles22.5 Kg/Msm 3 Liquid particles100 L/Msm 3 Oxygen (O 2 )0.20% molar fraction GHV(Power Calorific) kcal/Sm 3 Pressure76 barg Max. Temperature50 °C

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