CONTROL DE
PRODUCCION
YACIMIENTOS
GASIFEROS

Producción II
Natural Gas: World Proved reserves
Trillion cubic meters
201
161
121
81
41
1
Natural Gas: Argentina Proved reserves
Trillion cubic meters
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
320
Natural Gas: World Production - Consumption
280
300
240
Billion cubic feet per Day
350
250
200
200
160
150
120
100
80
40
50
0
0
Consumption
Production
Billion cubic feet per Day
Natural Gas: World Production - Consumption
5
5
4
4
3
3
2
2
1
1
0
0
Production
Consumption
Diagrama del Proceso
65-70 KG
Compresor
Pozos
Compresor
USP
PTC
65-70 KG
LTS
Gasoducto
HP: 35 KG
MP: 30 KG
LP: 15 KG
LLP: 10 KG
Gasolinas
Diagrama del Proceso
Tratamiento
Hidratos
Procesamiento
Compresor
Pozos
Calor
Deshidratación
M
A
N
I
F
O
L
D
HP
Separador
Compresor
Estabilización
Oil
Oil y Agua a
Tratamiento
Gas de
Venta
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
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
SKID DE QUIMICOS
MANIFOLD
Hidratos
Los hidratos son estructuras cristalinas que resultan de la combinación
física de moléculas de agua, hidrocarburos y otros (H2S, CO2,...) 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.
Nucleation
}
KINETIC
Crystallisation
THERMODYNAMIC EQUILIBRIUM
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.
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.
Hidratos
Hidratos
Hidratos
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)
Gas Residual
Gas
Condensados y Agua
Separador trifásico HP
Condensados
Agua
Hidratos
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
• Metanol
•Glycol •Ethylene glicol (MEG)
•Diethylene glicol (DEG)
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
Hidratos
Type of
Product
Product
Injection Point
Flow-rates
Back-up
Pump
Storage Requirements
Filtration Requirements
Transfer Requirements
Hydrate Inhibitor
Methanol
Well Heads
Non-permanent
injection**
No
1 m3 Fixed-Tank per well
No
Transfer from
Transportables Tanks
Corrosion
Inhibitor
EC-1154A*
Well Heads
15 l/d
Yes
1 m3 Fixed-Tank per
well
No
Transfer from
Transportables Tanks
or Drums
Hidratos
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”
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
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 0.15-0.70; a está
relación se la denomina factor Beta y la misma se la puede encontrar en tablas
para distintos diámetros de tuberías.
Sistema de Medición
Sistema de Medición
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.
Sistema de Medición
Sistema de Medición
Sistema de Medición
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
Longitud del puente de medición
Sistema de Medición
Acondicionador de flujo
Control dimensional según norma
-Cantidad de tubos
-Diámetro
-Longitud
-Área de tubos
Sistema de Medición
Sistema de Medición
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 Bypass.
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
Sistema de Medición
Sistema de Medición
Extracción de placa Orificio
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
j.
Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9)
Abrir la válvula de compuerta (8), comunica ambas caras
Girar el eje del piñón inferior (7), levanta la placa primer tramo
Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa segundo tramo
Cerrar la válvula compuerta (8)
Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9)
Abrir la válvula de venteo (5),queda sin presión la cámara superior
Lubricar con la grasera (10), lubrica la guía
Aflojar pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2)
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
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
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
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
Registrador de Presión
Sistema de Medición
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.
Sistema de Medición
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 “insitu” 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
Sistema de Medición
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
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
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.
Sistema de Medición
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
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
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
Sistema de Medición
Sistema de Medición
Sistema de Medición
Sistema de Medición
Sistema de Medición
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
Sistema de Medición
Especificación Gas de Venta
Según Resolución 622/98 ENARGAS Gas Suministrado a Consumidores
Potential Flow Rate
13.8 MSm3/d @ actual HV
HC Dew Point
-4.0 °C @ 55 bara
Water content
65 mg / SCM
Carbon Dioxide (CO2)
2% molar fraction
Inert Component (N2+CO2)
4% molar fraction
Hydrogen Sulphide (SH2)
3 mg/sm3
(S)
15 mg/sm3
Solid particles
22.5 Kg/Msm3
Liquid particles
100 L/Msm3
Oxygen (O2)
0.20% molar fraction
GHV(Power Calorific)
8850 -10200 kcal/Sm3
Pressure
76 barg
Max. Temperature
50 °C
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Yacimiento de gas