facilidades tarea

Contenido de agua en el gas

Dentro de territorio de cualquier país rigen las resoluciones de los entes nacionales reguladores del gas, que sirve como referencia:

Para las instalaciones de transporte Para las instalaciones de distribución Para el suministro a consumidores

4 Lbs H20/SMMp3 máximo

Cromatografía del gas

El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades más pequeñas de otros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos pocos componentes comunes del gas natural, su fase y su uso luego del Tratamiento.

El Gas Natural proveniente de una producción asociada con Petróleo como el producido por pozos gasíferos, no debe ser utilizado como combustible sin previamente extraerle los hidrocarburos pesados (líquidos), debido a que el gas se encuentra saturado en agua y contiene además otros hidrocarburos líquidos que lo convierten en un flujo bifásico con la posterior interferencia tanto en el

Composición del gas de ingreso- planta laVertiente-BG Bolivia

Isaac Alvaro Muñoz Muñoz Página 1

COMPOSICION DEL GAS NATURAL PRODUCIDO EN ALGUNOS CAMPOS BOLIVIANOS

COMPONENTE

RIO GRAND SIRARI VÍBORA CARRASCO

SAN ROQU

VUELTA PORVENIR COLPA

PORCENTAJE MOLAR %N2 1,850 0,583 2,546 0,310 1,540 1,790 1,310 0,910

CO2 0,941 0,079 0,623 5,790 0,010 0,060 0,110 1,300C1 92,316 87,047 85,380 86,110 86,150 88,010 86,550 86,490C2 4,502 7,134 6,343 7,230 7,330 9,140 6,970 7,200C3 0,349 3,088 3,103 0,510 3,200 0,930 3,240 2,850

i-C4 0,002 0,431 0,372 0,020 0,400 0,030 0,980 0,310n-C4 0,010 0,842 0,919 0,010 0,830 0,030 0,440 0,490i-C5 0,005 0,262 0,215 0,010 0,190 0,010 0,150 0,190n-C5 0,007 0,233 0,252 0,010 0,180 0,000 0,170 0,140C6 0,003 0,184 0,141 0,000 0,100 0,000 0,060 0,090

C7+ 0,015 0,117 0,106 0,000 0,070 0,000 0,020 0,030

TOTAL 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Peso Molecular 17,2835 19,0428 19,2756 18,8805 19,0103 17,8479 18,9532 18,9351Gravedad Espec. 0,5967 0,6575 0,6655 0,6519 0,6564 0,6162 0,65438 0,65375GPM, Propano+ 0,11224 1,5637 1,5398 0,1572 1,4791 0,2786 1,499 1,2095Valor C. Bruto 1022,68 1159,61 1125,98 1012,26 1143,85 1076,4 1142,01 1117,88

H2S NO EXISTE H2S EN NINGUNO DE LOS CAMPOS


Poder calorífico

La cantidad de calor producido por la combustión completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de agua; y neto o bruto.

(“Bruto” significa que el agua producida durante la combustión ha sido condensada en líquido, liberando así su calor latente; “Neto” significa que el agua permanece como vapor). La convención general es llamarle seco o bruto.

El poder calorífico es la cantidad de energía que la unidad de masa o unidad de volumen de materia puede desprender al producirse una reacción química de oxidación (quedan excluidas las reacciones nucleares, no químicas, de fisión o fusión nuclear, ya que para ello se usa la fórmula E = m·c²).

Cantidad de calor que entrega un kilogramo, o metro cúbico, de combustible al reaccionar con el oxígeno en forma completa. Es decir cuando el carbono pasa a anhídrido carbónico.

Alcanos

Los alcanos son hidrocarburos, es decir que tienen sólo átomos de carbono e hidrógeno. La fórmula general para alcanos alifáticos (de cadena lineal) es CnH2n+2, y para cicloalcanos es CnH2n. También reciben el nombre de hidrocarburos saturados de cadena abierta que tiene enlaces sencillos: carbono-carbono y carbono-hidrogeno.Quizá en tu casa, para calentar el agua y preparar los alimentos empleas gas que está contenido en tanques. Pues bien, ese es un alcano, lo te indica que emplea como combustible. Los alcanos, en términos generales, es utilizan como combustible, pero también se usan para fabricar plástico, disolvente, negro de humo (tinta) etcétera.

Propiedades y usos de los alcanos.-

El estado físico de los 4 primeros alcanos: metano, etano, propano y butano es gaseoso. Del pentano al hexadecano (16 átomos de carbono) son líquidos y a partir de heptadecano (17 átomos de carbono) son sólidos.

El punto de fusión, de ebullición y la densidad aumentan conforme aumenta el número de átomos de carbono.

Son insolubles en agua Pueden emplearse como disolventes para sustancias poco polares como grasas, aceites y

ceras. El gas de uso doméstico es una mezcla de alcanos, principalmente propano. El gas de los encendedores es butano. El principal uso de los alcanos es como combustibles debido a la gran cantidad de calor que

se libera en esta reacción.


AlquenosLos alquenos son compuestos insaturados que contienen en su estructura cuando menos un doble enlace carbono-carbono. Fórmula general: CnH2nPor lo tanto, los alquenos sin sustituyen tes tienen el doble de hidrógenos que carbonos. La terminación sistémica de los alquenos es ENO. El más sencillo de los alquenos es el eteno, conocido más ampliamente como etileno, su nombre común. La mayor parte de los alquenos se obtienen del petróleo crudo y mediante la deshidrogenación de los alcanos.

Propiedades y usos Los primeros tres compuestos, eteno (etileno), propeno y buteno, son gaseosos a

temperatura ambiente; los siguientes son líquidos hasta los que tienen más de 16 carbonos que son sólidos.

Son relativamente poco solubles en agua, pero solubles en ácido sulfúrico concentrado y en solventes no polares.

Su densidad, punto de fusión y de ebullición se elevan conforme aumenta el peso molecular. El uso más importante de los alquenos es como materia prima para la elaboración de

plásticos.

AlquinosLos alquinos son hidrocarburos insaturados que contienen en su estructura cuando menos un triple enlace carbono-carbono. Fórmula general: CnH2n-2. La terminación sistémica de los alquinos es INO. El más sencillo de los alquinos tiene dos carbonos y su nombre común es acetileno, su nombre sistémico etino.

Propiedades físicas y usos de los alquinos.

Los tres primeros alquinos son gaseosos en condiciones normales, del cuarto al decimoquinto son líquidos y los que tienen 16 o más átomos de carbono son sólidos.

La densidad de los alquinos aumenta conforme aumenta el peso moléculas.

Propiedades físicas del petróleo

El petróleo, también conocido como petróleo crudo , es una mezcla compleja de hidrocarburos que contiene sulfuro, nitrógeno, oxígeno y helio como un componente menor, cuyas propiedades físicas y químicas varían considerablemente y dependen de la concentración de su diferentes componentes.

En las aplicaciones de campo y, especialmente, en la solución de problemas de ingeniería de petróleo, es importante disponer de una descripción aproximada de las propiedades físicas del petróleo, entre las cuales las de mayor interés son:


Gravedad del petróleo, γo

Solubilidad del gas, Rs

Presión de burbujeo, Pb

Factor volumétrico del petróleo en la formación, βo

Coeficiente isotérmico de compresibilidad de petróleo, Co

Densidad del petróleo, ρo

Viscosidad del petróleo, μo

Tensión superficial, σ

La mayoría de ellas se pueden determinar en el laboratorio a partir de muestras de los fluidos del yacimiento. En la ausencia de medidas experimentales, es necesario estimarlas mediante correlaciones empíricas.

Gravedad del petróleo

La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presión y, generalmente, se expresa en lb/pie3 . En cuanto a la gravedad especifica de un petróleo crudo, esta se define como la relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas medidas a 60ºF y presión atmosférica. Así tiene:

Donde γo es la gravedad especifica del petróleo; ρo, la densidad del petróleo crudo en lb/pie3. Es importante destacar que la gravedad especifica de un líquido es adimensional, pero tradicionalmente se reporta en unidades 60º /60º para señalar que ambas densidades se miden en condiciones normales. La densidad del agua es aproximadamente igual a 62,4 lb/pie3, por lo tanto:

Aunque las densidades y gravedades específicas son muy utilizadas en la industria, para el caso de petróleo se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie; esto es:

La gravedad API de los petróleos crudos oscila entre 47ºAPI para los livianos y hasta 10ºAPI para los pesados.


Densidad del petróleo

La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada presión y temperatura. Usualmente se expresa en libras por pie cubico.

Se han propuesto varias correlaciones empíricas para el cálculo de la densidad de los líquidos de composición desconocida, a determinada presión y temperatura, las cuales requieren los datos PVT usados como parámetros de correlación, tales como: el factor volumétrico del petróleo en la formación, la gravedad del gas, la gravedad del petróleo y la solubilidad del gas. Estas correlaciones al combinarse con algunas definiciones y ecuaciones deducidas de balance de materiales permiten estimar la densidad de los líquidos a determinada densidad y temperatura. A continuación se presentan las más conocidas:

Correlación de Standing

Para calcular la densidad del petróleo a presiones iguales o por debajo de la presión de burbujeo puede utilizarse la ecuación 3.93, deducida a partir de la definición del factor volumétrico del petróleo en la formación la cual es:

Resolviendo esta ecuación para la densidad de petróleo se obtiene:

Donde γo es la gravedad especifica del petróleo en condiciones de tanque; R s, la solubilidad del gas en PCN/BN; y ρo, la densidad del petróleo en lb/pie3.

Standing propuso la ecuación 3.85 para estimar el factor volumétrico del petróleo en la formación, la cual depende de la solubilidad del gas Rs, la gravedad especifica del petróleo en condiciones de tanque γo, la gravedad especifica del gas en solución γg y la temperatura del sistema T. Agrupando la ecuación 3.93 con la correlación de Standing, ecuación, se puede así estimar la densidad del petróleo a determinada presión y temperatura mediante la siguiente expresión:


Donde γo es la gravedad especifica del petróleo en condiciones de tanque y T la temperatura del sistema en ºR.

La densidad del petróleo por encima del punto de burbujeo puede calcularse por medio de:

Correlación de Vásquez y Beggs

Coeficiente isotérmico de compresibilidad del petróleo

Los coeficientes isotérmicos de compresibilidad son imprescindibles en la solución de problemas de ingeniería de yacimientos y en la determinación de algunas propiedades físicas de los petróleos no saturados. Se definen por la siguiente expresión matemática:

Para un sistema de petróleo crudo, el coeficiente isotérmico de compresibilidad de la fase petróleo, co, se define para presiones por encima del punto de burbujeo por una de las siguientes ecuaciones:

Donde co es la compresibilidad isotérmica en lpc-1; ρo, la densidad del petróleo en lb/pie3; y βo, el factor volumétrico del petróleo en la formación en BY/BN.

Para presiones por debajo del punto de burbujeo, se define como:


Donde βg es el factor volumétrico del gas en la formación en BY/PCN.

Existen muchas correlaciones para estimar co a presiones por encima del punto de burbujeo, es decir, para petróleos no saturados. La más utilizada es: la de Vásquez y Beggs.


Vásquez y Beggs aplicaron regresión lineal a un conjunto de datos experimentales para tratar de correlacionar la compresibilidad del petróleo en función de Rs, ºAPI, γg, T y P, y propusieron la siguiente expresión:

Donde T es la temperatura en ºR; p, la presión por encima de la presión de burbujeo en lpca; Rsb, la solubilidad del gas en el punto de burbujeo, PCN/BN y γgs, la gravedad corregida del gas definida por la ecuación 3.72.

Razón De Solubilidad

La solubilidad del gas, Rs, se define como el número de pies cúbicos normales de gas que a determinada presión y temperatura están disueltos en un barril de crudo en condiciones normales. La solubilidad del gas natural en un petroleo crudo de su presión, temperatura, ºAPI y gravedad.

Para un gas y petróleo crudo en particular que estén a una temperatura constante, la solubilidad aumenta con la presión hasta que se alcanza la presión de saturación, pues a esta presión (presión de burbujeo) todos los gases disponibles están disueltos en el petróleo y, como consecuencia, la solubilidad del gas alcanza su valor máximo. No obstante, es costumbre que en vez de medir la cantidad de gas que se disolverá en un petróleo crudo en condiciones de tanque a medida que la presión aumenta, se mide la cantidad de gas que se liberara de una muestra de petróleo crudo del yacimiento a medida que la presión disminuye.

La figura muestra una curva típica de solubilidad del gas en función de presión para un petróleo crudo no saturado. Se observa que, a medida que la presión se reduce desde la presión inicial del yacimiento, Pi hasta la presión de burbujeo, Pb, no se desprende gas del petróleo y, en


consecuencia, la solubilidad del gas permanece constante a su valor máximo, Rsb. Por debajo del punto de burbujeo, el gas en solución se libera y el valor de Rs disminuye con la presión.

A continuación se presentan varias correlaciones empíricas muy utilizadas para estimar la solubilidad del gas.


Standing propuso una correlación grafica para determinar la solubilidad del gas en función de la presión, gravedad especifica del gas, gravedad API y temperatura del sistema, la cual desarrollo a partir de los 105 datos experimentales tomados en 22 mezclas de crudos de california y tiene un error del 4.8%. Posteriormente formulo su expresión matemática tal como sigue.

Con x = 0,0125ºAPI-0,00091(T-460), donde T es la temperatura en ºR; p, la presión del sistema en lpca; y γg, la gravedad especifica del gas en solución. Es importante observar que la ecuación de Standing solo es válida para presiones por debajo y hasta el punto de burbujeo del petróleo crudo.

Presión de burbujeo

La presión de burbujeo (Pb), llamada también presión de saturación (Ps), de un sistema de hidrocarburos se define como la mayor presión a la cual se libera del petróleo la primera burbuja de gas. Esta importante propiedad puede medirse experimentalmente en un sistema de petróleo crudo cuando se realiza una prueba de expansión a una exposición constante. En ausencia de datos experimentales es necesario hacer una estimación.

Las siguientes correlaciones permiten determinar la presión de burbujeo o de saturación de un crudo, tomando en cuenta que ella depende fuertemente de la solubilidad y gravedad del gas, de la gravedad del crudo y de la temperatura:


Standing propuso una correlación grafica para determinar la presión de burbujeo de sistemas de petróleo crudo, basándose en 105 medidas experimentales de presiones de burbujeo tomadas en 22 sistemas de hidrocarburos de los campos de california. Los parámetros involucrados en esta correlación son: la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad API del petróleo y la temperatura del sistema. El porcentaje de error reportado es 4,8%


La expresión matemática de esta correlación grafica la presento Standing en 1977 y tiene la siguiente forma:

Con a= 0,00091(T-460)-0,0125(API)

Donde Pb es la presión de burbujeo en lpca y T, la temperatura del sistema en ºR.

Factor volumétrico del petróleo en la formación

El factor volumétrico del petróleo en la formación, βo, se define como la relación entre el volumen de petróleo más su gas en solución en las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento, y el volumen de petróleo en condiciones normales. Por ello, βo siempre es mayor o igual a la unidad. Este factor puede expresarse matemáticamente por la siguiente relación:

Donde βo es el factor volumétrico del petróleo en la formación en BY/BN; (Vo)p,T el volumen de petróleo medido en condiciones normales.

En la figura 3.12 se presenta una curva típica del comportamiento de βo en función de presión a temperatura constante para un petróleo crudo no saturado.


A medida que la presión se reduce por debajo de valor inicial, P i, el volumen de petróleo aumenta debido a su expansión. Este comportamiento genera un aumento del factor volumétrico del petróleo en la formación y continuara hasta que alcance el punto de la presión de burbujeo. A esta presión (Pb), el petróleo alcanza su máxima expansión y, consecuentemente, el factor volumétrico del petróleo, βob, alcanza el máximo valor. Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye se va liberando el gas originalmente en solución y, en consecuencia, el volumen de petróleo y el βo también disminuyen. Cuando la presión se reduce hasta la presión atmosférica y la temperatura es de 60ºF, el valor de βo es igual a uno .

Es importantes señalar, que estos métodos aplican cuando la presión del yacimiento es igual o menor a la presión del punto de burbujeo.


Standing presento una correlación grafica que permite estimar el factor volumétrico del petróleo en la formación teniendo como parámetros la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad del petróleo y la temperatura del yacimiento. Posteriormente, demostró que el factor volumétrico del petróleo de la formación puede expresarse matemáticamente por la siguiente ecuación:

Donde Rs es la solubilidad del gas en PCNBN; T, la temperatura del sistema en ºR; γo, la gravedad especifica del crudo en superficie; y γg, la gravedad especifica del gas en solución.



Vásquez y Beggs desarrollaron una relación para determinar el βo en función de Rs, γo, γg y T. La correlación propuesta está basada en 6000 medidas de βo realizadas a diferentes presiones. Usando técnicas de regresión lineal, formularon la siguiente ecuación que mejor reproduce los datos utilizados:

Tensión superficial

Es una propiedad muy importante en los cálculos de ingeniería de yacimientos y en el diseño de proyectos de recuperación mejorada de crudos. Se define como la fuerza por unidad de longitud ejercida en las regiones limítrofes entre una fase liquida y una fase de vapor, causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares de ambas fases, y también por su desbalance en la interfase. El resultado neto de este esfuerzo es una tendencia a reducir el área de contacto debido a la tensión superficial, la cual puede medirse en el laboratorio y se expresa generalmente en dina/cm.

La tensión superficial entre la fase liquida y su vapor en equilibrio depende, fundamentalmente, de la presión, temperatura y composición de las fases. En el caso de sustancias puras, se puede definir especificando únicamente la presión y la temperatura. En el caso de mezclas puede especificarse una de las dos variables, determinando la otra en las curvas de presión de vapor.

La tensión superficial de varios hidrocarburos puros parafinicos se muestra en función de temperatura en la figura 3.16; es importante indicar que una tensión de superficie cero ocurre en el punto crítico del hidrocarburo.


Viscosidad del petróleo

La viscosidad del petróleo, μo, es una característica muy importante que controla el flujo de petróleo a través del medio poroso y de las tuberías. Generalmente se define como la resistencia interna que ofrece el petróleo para moverse.

Esta propiedad depende fuertemente de la temperatura del yacimiento, la presión, la gravedad del petróleo, y la gravedad y solubilidad del gas.

Puede determinarse en el laboratorio a determinada presión y temperatura y generalmente se reporta en los análisis estándar pVT. Si no se dispone de datos de laboratorio, puede calcularse utilizando algunas correlaciones, las cuales varían en complejidad y aproximación según el tipo de dato disponible. La figura 3.15, muestra las características típicas de la viscosidad del petróleo crudo. Obsérvese que las viscosidades del petróleo muerto (petróleo libre de gas en condiciones atmosféricas) son mucho más altas que en las condiciones del yacimiento. Presiones más altas al punto de burbujeo representan el aumento del gas disuelto en el petróleo crudo, lo que causa una reducción de la viscosidad, pues el gas en solucion tiene el efecto de reducir la resistencia interna que ofrece el liquido al flujo, y causa, además la expansión del petróleo reduciendo su densidad. Por lo tanto a mayor cantidad de gas en solución en el petróleo, mayor será la reducción de la viscosidad, alcanzándose la viscosidad minima al punto de burbujeo. Por encima de esta presión, ya no hay disponibilidad de gas libre para entrar en solución y, por lo tanto, la viscosidad aumenta y las moléculas de líquido están forzadas a permanecer juntas.


Propiedades físicas del gas

Para entender y predecir el comportamiento de yacimientos de petróleo y de gas como una función de presión, el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento deben ser conocidas. Estas propiedades, por lo general son determinadas por experimentos de laboratorio realizados sobre las muestras de fluidos obtenidas de pozos. En ausencia de éstas propiedades experimentales, el trabajo de caracterización y estudio de yacimientos sería muy difícil.

En éste artículo serán estudiadas las propiedades del gas natural, y para ello es necesario conocer un poco acerca del gas.

Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeñas cantidades de hexano y más componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de carbono, el sulfuro de hidrógeno, y el nitrógeno.

El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades químicas de los gases son indispensables para el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas.

Entre las propiedades podemos encontrar:

Peso molecular del gas (PMg). Gravedad específica (GE). Densidad del gas . Viscosidad del gas (ug). Factor de compresibilidad del gas (Z). Factor volumétrico de formación del gas (Bg). Volumen específico (v). Compresibilidad isotérmica del gas (Cg)

Densidad del gas

Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:


Comprensibilidad del gas

Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presión y temperatura.

El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ).Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar el factor Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr.

Para hallar las propiedades pseudo criticas se pueden determinar a través de la composiciones molares de cada componente del gas natural ó a través de la gravedad específica del mismo.Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian a continuación:


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Con las propiedades pesado críticas encontramos las presiones reducidas y con éstas el valor de Z de la gráfica.

Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una corrección de las propiedades pesado críticas, la cual se determinará por medio de las siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pesado reducidas, hallar el factor Z.Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.

Con las correcciones ya hechas, volvemos a el cálculo de las propiedades pesado reducidas y hallamos Z de la gráfica.


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Factor volumétrico del gas

Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión de 14,7 lpc y 60 °F.

Volumen Específico (V):

Es definido como el volumen ocupado ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.


http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SR8sXXCMF6I/AAAAAAAAAK8/2tja8lBNmho/s1600-h/PTprcorregida.jpg

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Compresibilidad isotérmica del gas (cg):

La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen por unidad de cambio de presión.

Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P

ARBOLITO DE NAVIDAD

El árbol de navidad es un ensamblaje de válvulas y conexiones que se usan para controlar la producción y suministrar acceso a la sarta de tubería de producción, incluye a todo el equipo instalado sobre la brida tope del cabezal de producción.

Se acostumbra a darle el nombre de "árbol de Navidad" a todo el conjunto de componentes. Otro nombre común es "cabezal de pozo".

La producción del pozo, que normalmente es una mezcla de petróleo, gas y agua, sube a la superficie dentro de la tubería de producción. Pasa por el colgador y luego al "árbol". El árbol incluye típicamente una brida adaptadora encima del cabezal de tubería de producción, uno o dos válvulas maestras, luego una cruz, y el componente superior es


http://4.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SR8r11FXjbI/AAAAAAAAAKc/s6qharTrAKU/s1600-h/compresibilidad.jpg

una tapa de árbol. El flujo producido sale por la cruz, a través de uno o más válvulas de ala o laterales, luego por un estrangulador que restringe y controla la producción manteniendo la presión del yacimiento.

PARTES DEL ARBOLITO TIPICO

Válvula de seguridad

La válvula de seguridad son muy importantes porque sirven para cerrar el pozo en condiciones de operaciones anormales, accidentales o irregulares, protegiendo de esta manera los recursos energéticos, las instalaciones y el medio ambiente.

Válvulas de ala o laterales.


Son dos las válvulas de ala que generalmente son montadas en un árbol de Navidad. Una válvula de flujo del ala se utiliza para controlar y aislar a la producción, y la otra que se instala en el lado opuesto del árbol de Navidad está disponible para su tratamiento o bien con fines de control.

Válvula maestra y sobre maestra.

Son válvulas ubicadas en el árbol de Navidad que controlan todo el flujo del pozo. La válvula sobre maestra se utiliza de forma rutinaria con la válvula maestra en caso de que esta válvula necesite reemplazo.

Estrangulador (choke).

El propósito del estrangulador es restringir y controlar la producción como medio de conservación, mantener la presión del yacimiento, evitar daños a las formaciones productoras, y bajar la presión de flujo a un valor más controlable

Brida adaptadora.

Son accesorios para conectar tuberías con equipos (Bombas, intercambiadores de calor, calderas, tanques, etc.) o accesorios (codos, válvulas, etc.). La unión se hace por medio de dos bridas, en la cual una de ellas pertenece a la tubería y la otra al equipo o accesorio a ser conectado.


La ventajas de las uniones bridadas radica en el hecho de que por estar unidas por espárragos, permite el rápido montaje y desmontaje para realizar reparaciones o mantenimiento.

Tapa árbol de surgencia (tree cap).

Las tapas de armadura se instalan sobre el árbol de válvulas para proporcionar rápido acceso al pasaje de la tubería de producción para pruebas de fondo de pozo.

Ley de pascal

Líquidos y gases entran dentro de la denominación genérica de fluidos. Sin embargo, los líquidos, a diferencia de los gases, prácticamente no se pueden comprimir, ya que como muy bien sabes las partículas que intervienen en su constitución están muy próximas entre sí. Este hecho permite justificar la fluidez y falta de compresibilidad que caracterizan al estado líquido.

Así pues, cuando se produce un aumento de presión en una zona de un material en estado líquido, se provoca el desplazamiento de éste hacia las otras zonas. El líquido desplazado ejerce una fuerza y, por tanto, una presión sobre el resto del líquido. Esta presión se transmite por todo el líquido sin pérdida de intensidad, ya que no se comprime.

Este hecho fue descrito por el físico francés Blas Pascal y se conoce como el principio de Pascal. Recuerda que la unidad de medida de la presión en el Sistema Internacional lleva el nombre de este científico.

Ten en cuenta que en un gas el aumento de presión también se transmite, pero no con la misma intensidad, puesto que el gas se comprime. Por esta razón el principio de Pascal sólo es válido en el estado líquido.

En el simulador siguiente puedes ver en qué campos trabajó Pascal, y, sobre todo, la aplicación más importante de su principio: la prensa hidráulica.


Presión Hidrostática

La presión hidrostática, es la que se manifiesta en el interior de toda masa líquida, provocada por el peso de la columna de líquido que debe soportar un cuerpo sumergido. 1-La presión del interior de un líquido actúa en todas las direcciones2-la presión es más alta cuanto mayor sea la profundidad3-La presión es mayor cuanto mayor sea la densidad del líquido.4-La presión no depende de la forma ni de la amplitud del recipiente.

La presión Hidrostática a una cierta profundidad debajo de la superficie libre de un líquido en reposo es igual al producto de la densidad del líquido por la aceleración de la gravedad y por la profundidad del punto considerado.

P = ρ.g.h

Tensión de vapor

En un producto de petróleo, la presión de vapor refleja un valor resultante de las distintas presiones de vapor de las fracciones que la forman. La presión de vapor de un líquido es una medida de su tendencia a vaporizarse, debido a la presión ejercida por las moléculas del líquido en su superficie libre. Para un líquido dado esta presión es solamente función de la temperatura. La presión de vapor del agua a su temperatura de ebullición es 14,7 psi que es la presión atmosférica.-

En el laboratorio se determina la Tensión de vapor REID (T.V.R.), según la norma A.S.T.M. D-323 en una bomba de doble cámara a una temperatura de 37,8°C..-

Esta TVR es algo menor que la presión de vapor verdadera (8 a 9%), está en función de las variables que intervienen y es solo un camino aproximado a fin de obtener el valor correcto.

El dato obtenido se utiliza para el diseño de tanques de almacenaje.

Presión del vapor producido por determinado líquido a cierta temperatura. Representa la tendencia de dicho líquido a evaporarse.

A la temperatura de ebullición le corresponde una tensión de vapor igual a la presión del ambiente.

La tensión de vapor es una característica importante de los combustibles, ya que condiciona la calidad de la carburación, la posibilidad de encendido a baja temperatura y la tendencia a la formación de vapor lock en el circuito de alimentación.


NOMBRE DEL PRODUCTO: GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP)

NOMBRE DEL PRODUCTO: GASOLINA PREMIUM

(En Época de Verano, la Tensión de Vapor será 9,0 máx, la relación V/L de (170-245); 90% v=190.)

NOMBRE DEL PRODUCTO: GASOLINA ESPECIAL

(En Época de Verano, la Tensión de Vapor será 9,0 máx, la relación V/L de (170-245); 90% v=190.)

NOMBRE DEL PRODUCTO: GASOLINA DE AVIACION GRADO 100


PRUEBA ESPECIFICACION UNIDAD METODO ASTM

Tensión vapor a 100°F (38°C) 170 máx. Lb/plg2 D-1267


Tensión vapor Reid a 100°F (38°C) 9.5 máx. Lb/plg2 D-323


Tensión vapor Reid a 100°F (38°C) 9.5 máx. Lb/plg2 D-323


Tensión vapor Reid a 100°F (38°C) 5.5/7.0 Lb/plg2 D-323

facilidades tarea

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