Pagina web para el aprendizaje basico de la produccion para la industria del petroleo by Jonathan Barrios

PAGINA WEB PARA EL APRENDIZAJE BASICO DE LA PRODUCCION Y FACILIDADESDE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

DIEGO FERNANDO TANGARIFE PARRA

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEOS Y FACILIDADESDE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2011

PAGINA WEB PARA EL APRENDIZAJE BASICO DE LA PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

DIEGO FERNANDO TANGARIFE PARRA

Directora de investigaci贸n y proyecto de grado: Johanna Paola Silva Rodr铆guez

CORPORACION INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCION TECNICO EN PRODUCCION DE POZOS DE PETROLEOS Y FACILIDADESDE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2011

Nota de aceptaci贸n ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------------Presidente del Jurado

--------------------------------------------------------------------Jurado

Villavicencio, 30 abril de 2011

DEDICATORIA

Dedico: A mi madre Elizabeth Parra Castro. A mi padre Reinaldo Tangarife Vélez. A mi hermana Lorena Tangarife Parra. A mis Abuelos Juan de Dios Pinzón, Elisa Ríos de Pinzón y Luis Antonio Parra López.

AGRADECIMIENTOS

Primeramente agradezco a Dios, por permitirme haber estudiado en esta magnífica institución como lo es COINSPETROL LTDA, a todas aquellas personas que de una forma hicieron posible la realizacióndel presente proyecto.

Especialmente quiero agradecer a:

Doctora Dora Inés Bautista, quien con su brillante idea de fundar la Corporación Internacional del Petróleo COINSPETROL LTDA me brindo la oportunidad de ser técnico en Producción de Petróleo y Facilidades de Superficie.

Ingenieros y Profesores, los cuales estuvieron acompañándonos y enseñándonos a lo largo de esta Técnica.

Señor Reinaldo Tangarife y Señora Elizabeth Parra, quienes me estuvieron apoyando siempre y hasta el final.

TABLA DE CONTENIDO 1. GLOSARIO 1.1 Abreviaciones 2. INTRODUCCION 3. PLANREAMIENTO DEL PROBLEMA 4. JUSTIFICACION 5. METODOLOGIA 6. ALCANCES Y LIMITACIONES 7. OBJETIVOS 7.1 Objetivo General. 7.2 Objetivos Específicos. 8. MARCO TEORICO. 8.1 Historia del petróleo. 8.1.1 ¿Que es el petróleo? 8.1.2 El petróleo y su formación 8.1.3 Yacimientos del petróleo 8.1.4 Exploración 8.1.5 Perforación petrolera 8.1.5.1

Velocidad de la perforación

8.1.6 Producción 8.1.7 El transporte del petróleo 8.1.7.1

Métodos modernos para el transporte del petróleo

8.1.8 Refinación 8.1.9 Proceso de refinación 8.1.9.1

destilación básica

8.1.9.2

craqueo térmico.

8.2 SEPARADORES DE CRUDO 8.2.1 Horizontales 8.2.1.1

ventajas

8.2.1.2

desventajas

8.2.2 verticales

8.2.2.1

ventajas

8.2.2.2

desventajas

8.2.3 esféricos 8.2.3.1

ventajas

8.2.3.2

desventajas

8.2.4 ¿Qué nombre reciben los separadores? 8.3 Sistemas de levantamiento artificial. 8.3.1 sistema de bombeo de cavidades progresiva 8.3.2 bombeo mecánico 8.3.3 bombeo electrosumergible 8.3.4 levantamiento artificial por gaslift 8.3.5 refinación del petróleo 9. CONCLUSIONES. 10. CIBERGRAFIA 11. ANEXOS

1. GLOSARIO Tubing: Ultima tubería que se instala en el pozo tubería de producción. Elastómeros: Caucho natural más otros compuestos que tiene la particularidad de ser estirado un mínimo de dos veces su longitud y recuperar inmediatamente su dimensión original. Encruzamiento: Formar enlaces covalentes entre las diferentes cadenas poliméricas, uniéndolas en una única molécula reticulada. Histéresis: Falla generada en el elastómero por no disipar el calor, interferencia rotor-estator e incremento de calor que produce hinchazón del elastómero. Interferencia: Compresión entre rotor y estator. Lóbulos: Es la parte cóncavo y convexo del estator y el rotor respectivamente. Petróleo pesado: Aquellos que están comprendidos entre 10 y 22.3 ºAPI. Estos petróleos tienen origen en formaciones geológicas jóvenes como son: Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Polimerización: Reacción química en la que dos o más moléculas se combinan para formar otra en la que se repiten unidades estructurales de las primitivas y su misma composición porcentual cuando estas son iguales. Performance: Cumplimiento o rendimiento de producción. Reticular: Forma de una rejilla o una red. Resiliencia: Velocidad para volver a su forma original, para poder volver a sellar las cavidades. Tubería de producción: Son tuberías que se bajan por el interior de los revestidores de los pozos para petróleo y/o gas con el objeto de facilitar el flujo de los fluidos de formación a la superficie.

Un paso: Longitud requerida por la bomba para crear un efecto de acción de bombeo.

1.1 ABREVIACIONES. ACN Acrilonitrilo API (American

PetroleumInstitute)

Norteamericana

que

emite

Instituto

Americano

especificaciones

de Petróleo Entidad

recomendaciones

para

la industria petrolera. BCP Bombas de Cavidades Progresivas. RPM Revoluciones por minuto. NBR Caucho de nitrilo butadieno. HNBR Caucho de nitrilo butadieno hidrogenado ºC Grados centígrados. ºF Grados Fahrenheit.

Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.

Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP).

Bomba electrosumergible: es de tipo centrífugo–multietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento.

Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad.

Tanques

de almacenamiento,

tanques

lavado,

separadores

y/o

tratadores: cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción.

Bomba multiplex o triplex: son bombas de acción reciprocante y constan de un terminal de potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, con válvulas de retención a la entrada y a la descarga

Válvulas de control: en general se usan varios tipos de válvulas de control para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos . Múltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos. Una válvula de control de presión constante, regula la presión del flujo y la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante.

Lubricador: es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo.

2. INTRODUCCION Familiarizarse con las diferentes etapas, procesos, equipos, materiales y herramientas que intervienen en la búsqueda, extracción y tratamiento de crudo y gas, así como los procesos de almacenamiento, transporte, refinación y comercialización delos diferentes derivados del petróleo y mejorar en la industria.

Para la dirección de producción de pozos y facilidades de superficie es de vital importancia contar con una herramienta audiovisual de entrenamiento y estudio en las cuales se expresen y traten profundamente los procesos correctos para la producción de crudos en la industria en los cuales se utilice los métodos existentes para la realización de tareas repetitivas y rutinarias además de contener referencia genérica de los procesos y conceptos derivados de la relación laboral del técnico en producción, acorde a cada modelo educativo.

Con la implementación de la presente página web se busca incorporar los procesos que favorezcan al desarrollo óptimo de las actividades dentro de la organización, sea esta como en el presente caso de carácter educativo, o en la industria del petróleo; este proyecto se ofrecerá formación académica en los temas relacionados con la producción de pozos a los estudiantes de nuestra institución educativa COINSPETROL, además, poder brindar este tipo de capacitación al personal administrativo que labora en la institución con el fin de implementar calidad en los servicios que esta ofrece.

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Con la información concreta y explicita , con ayudas didácticas y videos ilustrativos, sobre todo lo concerniente con los diferentes procesos o etapas que conforman los sistemas de producción de petróleo o gas, flujo natural y artificial, producción primaria y secundaria, equipos de superficie y de subsuelo para la extracción del petróleo o gas a través de los pozos perforados, manejo y tratamiento en equipos para tratamiento de crudo, gas y agua, compresores y bombas, medición de fluidos producidos. Almacenamiento y fiscalización de crudo y gas. Equipos e instrumentos para la medición, análisis de la calidad del crudo.

Pensando en esto se decide hacer una página web para el aprendizaje básico de la producción de petróleos, la cual se podrá aprender de una forma ágil y sencilla, y será de mucha ayuda para los compañeros que vienen estudiando esta técnica, puesto que les servirá para complementar sus conocimientos en este campo y másaún porque esta página cuenta con herramientas didácticas de fácil aprendizaje como son los videos que se van a encontrar en dicha página web.

4. JUSTIFICACION

Viendo que la juventud de hoy en día no le gusta leer libros y porque el internet todo lo puede, se decide crear esta página web de producción de petróleo con el fin de hacerles la vida más fácil a quienes estudian esta área de producción de petróleos.

Se crea un sitio en la web en la cual podrán encontrar todo lo relacionado con ―Producción de Petróleos‖ y así en este mismo sitio puedan, investigar, descargar información, hacer trabajos, aprender mejor gracias a los videos que podrán estar al alcance de nuestros estudiantes porque está comprobado que las personas aprendes más rápido y mejor viendo como se hace un proceso que leyendo.

En fin esta herramienta será de mucha ayuda en COINSPETROL LTDA para el desarrollo de los conocimientos de los estudiantes de dicha área y así se tendrá técnicos preparados para un futuro próximo.

5. METODOLOGIA

En esta primera etapa se analizan las necesidades de los estudiantes, se define el objetivo del sitio y se estudia la factibilidad del proyecto, considerando esto se elabora una propuesta en la cual se determina el alcance, y se estiman plazos y costos, si bien esta es una primera aproximación sirviendo de límite para las siguientes etapas.

En la segunda etapa se define el sitio con máximo nivel de detalle, se generan modelos del aspecto gráfico, de contenido y de funcionamiento de la página web. Es fundamental la aprobación para seguir avanzando, pues los cambios en etapas posteriores serán más costosos.

Ahora que se conoce al detalle el sitio, se corrigen los plazos y costos de las siguientes etapas. Se hace realidad el modelo de diseño, es decir que se elaboran y adaptan los elementos gráficos, videos, información, luego se habilita el sitio, en internet para que los estudiantes e ingenieros comiencen a servirse del mismo.

6. ALCANCES Y LIMITACIONES

La realización de este proyecto puede tener alcances y limitaciones por ciertos motivos por las cuales se está llevando a cabo, en sí, se quiere demostrar, cuales son los alcances y las limitaciones, que se tiene en mente comunicar a los demás por medio de este proyecto.

En este caso al ver la poca información que hay de producción de petróleos se crea una página web en la cual toda persona interesada en el tema, como lo son estudiantes en el ámbito petrolero, ingenieros de petróleos entre otros, al ingresar a esta página puedan enriquecer sus conocimientos.

Es bueno afirmar que el producto que se va a dejar en esta institución es un producto intangible, ya que se habla de un software, en el cual se espera que se convierta en una herramienta de gran utilidad para COINSPETROL LTDA.

7. OBJETIVOS

7.1 Objetivo General

Publicar un sitio web que contribuya al perfeccionamiento y el desarrollo de los conocimientos de los estudiantes de producción de petróleo y facilidades de superficie en COINSPETROL.

7.2 Objetivos Específicos

Ofrecer un espacio para desarrollar y publicar información útil, actualizada y variada, en

correspondencia con los programas de estudios vigentes para la

producción de petróleo

Brindar material apoyo para el desarrollo exitoso de la actividad de los ingenieros de producción y demás.

Ofrecer herramientas en línea y experiencias útiles para incrementar el conocimiento de los estudiantes de esta línea de carrera.

Dejar en la institución COINSPETROL Un legado que marque nuestro paso por este camino de la vida y sirva para el desarrollo de futuros técnicos

8. MARCO TEORICO

PAGINA WEB PARA EL APRENDIZAJE BASICO DE LA PRODUCCION Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

La siguiente es toda la información que podrán encontrar en esta página web:

8.1 HISTORIA DEL PETROLEO

EL PETRÓLEO se conoce desde la prehistoria. La Biblia lo menciona como betún, o como asfalto. Por ejemplo vemos que en el Génesis, capítulo 11 versículo 3, se dice que el asfalto se usó para pegar los ladrillos de la torre de Babel; asimismo el Génesis, capítulo 4 versículo 10, nos describe cómo los reyes de Sodoma y Gomorra fueron derrotados al caer en pozos de asfalto en el valle de Siddim.

También los indígenas de la época precolombina en América conocían y usaban el petróleo, que les servía de impermeabilizante para embarcaciones. Durante varios siglos los chinos utilizaron el gas del petróleo para la cocción de alimentos. Sin embargo, antes de la segunda mitad del siglo xviii las aplicaciones que se le daban al petróleo eran muy pocas.

Fue el coronel Edwin L. Drake quien perforó el primer pozo petrolero del mundo en 1859, en Estados Unidos, logrando extraer petróleo de una profundidad de 21 metros. También fue Drake quien ayudó a crear un mercado para el petróleo al lograr separar la kerosina del mismo.

Este producto sustituyó al aceite de ballena empleado en aquella época como combustible en las lámparas, cuyo consumo estaba provocando la desaparición de estos animales.Pero no fue sino hasta 1895, con la aparición de los primeros automóviles, que se necesitó la gasolina, ese nuevo combustible que en los años posteriores se consumiría en grandes cantidades. En vísperas de la primera Guerra Mundial, antes de 1914, ya existían en el mundo más de un millón de vehículos que usaban gasolina.

En efecto, la verdadera proliferación de automóviles se inició cuando Henry Ford lanzó en 1922 su famoso modelo "T". Ese año había 18 millones de automóviles; para 1938 el número subió a 40 millones, en 1956 a 100 millones, y a más de 170 millones para 1964. Actualmente es muy difícil estimar con exactitud cuántos cientos de millones de vehículos de gasolina existen en el mundo.

Lógicamente el consumo de petróleo crudo para satisfacer la demanda de gasolina ha crecido en la misma proporción. Se dice que en la década de 1957 a 1966 se usó casi la misma cantidad de petróleo que en los 100 años anteriores. Estas estimaciones también toman en cuenta el gasto de los aviones con motores de pistón.

Posteriormente se desarrollaron los motores de turbina (jets) empleados hoy en los aviones comerciales, civiles y militares. Estos motores usan el mismo combustible de las lámparas del siglo pasado, pero con bajo contenido de azufre y baja temperatura de congelación, que se llama turbosina.

Desde luego, cuando se introdujeron los aviones de turbina, el uso de la kerosina como combustible de lámparas era casi nulo, debido al descubrimiento de la

electricidad, de tal manera que en 1964 cerca del 80% del consumo total de ésta era para hacer turbosina.

Otra fracción del petróleo crudo que sirve como energético es la de los gasóleos, que antes de 1910 formaba parte de los aceites pesados que constituían los desperdicios de las refinerías. El consumo de los gasóleos como combustible se inició en 1910 cuando el almirante Fisher de la flota británica ordenó que se sustituyera el carbón por el gasóleo en todos sus barcos. El mejor argumento para tomar tal decisión lo constituyó la superioridad calorífica de éste con relación al carbón mineral, ya que el gasóleo genera aproximadamente 10 500 calorías/kg., mientras que un buen carbón sólo proporciona 7 000 caloría s/kg.Más tarde se extendió el uso de este energético en la marina mercante, en los generadores de vapor, en los hornos industriales y en la calefacción casera.

El empleo del gasóleo se extendió rápidamente a los motores diesel. A pesar de que Rudolph Diesel inventó el motor que lleva su nombre, poco después de que se desarrolló el motor de combustión interna, su aplicación no tuvo gran éxito pues estaba diseñado originalmente para trabajar con carbón pulverizado.

Cuando al fin se logró separar la fracción ligera de los gasóleos, a la que se le llamó diesel, el motor de Rudolph Diesel empezó a encontrar un amplio desarrollo. La principal ventaja de los motores diesel en relación a los motores de combustión interna estriba en el hecho de que son más eficientes, ya que producen más trabajo mecánico por cada litro de combustible. Es de todo conocido que nuestros automóviles sólo aprovechan del 22 al 24% de la energía consumida, mientras que en los motores diesel este aprovechamiento es del 35%.

Por lo tanto, estos motores encontraron rápida aplicación en los barcos de la marina militar y mercante, en las locomotoras de los ferrocarriles, en los camiones pesados, y en los tractores agrícolas.

Después de este breve análisis de la historia del desarrollo y uso de los combustibles provenientes del petróleo, vemos claramente que el mayor consumidor de estos energéticos es el automóvil.

Así pues, como el automóvil sigue siendo el "rey", la mayor parte de las refinerías petroleras están diseñadas para proveer de gasolina a " Su ajestadad".

Después de la aparición del automóvil, el mundo empezó a moverse cada vez más aprisa, requiriendo día a día vehículos de mayor potencia, y por lo tanto mejores gasolinas.

¿En qué consisten éstas mejores gasolinas? ¿Cómo se logran? ¿Cuáles son sus consecuencias? ¿Qué productos químicos usados para subir el octanaje de las gasolinas son base de las fibras sintéticas? ¿Cuáles son los materiales usados para fabricar más gasolina, que a su vez sirven como materia prima para hacer detergentes sintéticos, plásticos, solventes, lubricantes, alimentos, etc.?

8.1.1 ¿QUÉ ES EL PETRÓLEO?

Cualquiera que tenga un cierto sentido de observación puede describir el petróleo como un líquido viscoso cuyo color varía entre amarillo y pardo obscuro hasta negro, con reflejos verdes. Además tiene un olor característico y flota en el agua.

Pero si se desea saber todo lo que se puede hacer con el petróleo, esta definición no es suficiente. Es necesario profundizar el conocimiento para determinar no sólo sus propiedades físicas sino también las propiedades químicas de sus componentes.

Como dijimos anteriormente, el petróleo es una mezcla de hidrocarburos, compuestos que contienen en su estructura molecular carbono e hidrógeno principalmente.

El número de átomos de carbono y la forma en que están colocados dentro de las moléculas de los diferentes compuestos proporciona al petróleo diferentes propiedades físicas y químicas. Así tenemos que los hidrocarburos compuestos por uno a cuatro átomos de carbono son gaseosos, los que contienen de 5 a 20 son líquidos, y los de más de 20 son sólidos a la temperatura ambiente.

El petróleo crudo varía mucho en su composición, lo cual depende del tipo de yacimiento de donde provenga, pero en promedio podemos considerar que contiene entre 83 y 86% de carbono y entre 11 y 13% de hidrógeno.

Mientras mayor sea el contenido de carbón en relación al del hidrógeno, mayor es la cantidad de productos pesados que tiene el crudo. Esto depende de la antigüedad y de algunas características de los yacimientos. No obstante, se ha comprobado que entre más viejos son, tienen más hidrocarburos gaseosos y sólidos y menos líquidos entran en su composición.

Algunos crudos contienen compuestos hasta de 30 a 40 átomos de carbono.

En la composición del petróleo crudo también figuran los derivados de azufre (que huelen a huevo podrido), además del carbono e hidrógeno.

Además, los crudos tienen pequeñas cantidades, del orden de partes por millón, de compuestos con átomos de nitrógeno, o de metales como el fierro, níquel, cromo, vanadio, y cobalto.

Por lo general, el petróleo tal y como se extrae de los pozos no sirve como energético ya que requiere de altas temperaturas para arder, pues el crudo en sí está compuesto de hidrocarburos de más de cinco átomos de carbono, es decir, hidrocarburos líquidos. Por lo tanto, para poder aprovecharlo como energético es necesario separarlo en diferentes fracciones que constituyen los diferentes combustibles como el gas-avión, gasolina, turbosina, diesel, gasóleo ligero y gasóleo pesado.

8.1.2 EL PETRÓLEO Y SU FORMACIÓN

Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente, de menos de 200 años.

Los mayores depósitos de petróleo y los principales productores se encuentran en el Medio Oriente, América Latina (México y Venezuela), África, Europa Occidental, Rusia, Norteamérica y el Lejano Oriente.

Este hidrocarburo puede estar en estado líquido o en estado gaseoso. En el primer caso es un aceite también llamado crudo. En el segundo se conoce como gas natural. Según la teoría más aceptada, el origen del petróleo, y el gas natural es de tipo orgánico (Materia orgánica contenida en las rocas sedimentarias).

Esta materia orgánica está formada fundamentalmente por el fitoplancton y el zooplancton marino, al igual que por resto vegetales y animales, todo lo cual se depositó en los grandes lagos y el lecho de los mares. Estos depósitos se compactan conformando lo que geolicamente se conoce como ―Formaciones Sedimentarias ―o estratos de rocas sedimentarias. Entre esas capas sedimentarias fue donde se llevó a cabo el fenómeno natural que le dio lugar a la creación del petróleo y el gas natural.

8.1.3 YACIMIENTOS DEL PETRÓLEO

Muchos de los hidrocarburos de uso frecuente se obtienen del petróleo natural. El petróleo es un líquido formado por una mezcla de hidrocarburos en sus tres estados. Contiene también pequeñas cantidades de compuestos de azufre, oxígeno y nitrógeno. El petróleo se encuentra en la naturaleza impregnado rocas de tipo sedimentario como son las arenas o calizas, que se encuentra a profundidades muy diversas. Los principales yacimientos se encuentran en las Repúblicas ex soviéticas, en estados Unidos, en Centroamericana, en el norte de suramericana, en Rumania, y en Oriente Medio: Kuwait, Arabia, Lidia, etc. La extracción del petróleo se realiza mediante la perforación del terreno y un

entubado hasta alcanzar el yacimiento. Según la parte alcanzada por la perforación saldrá primero el gas acumulado, el petróleo o el agua salada que le acompaña generalmente.

La mayoría de autores (Álvaro y Royo y Gómez, 1936, Bateman, 1961, Petraschesk, 1965, Hosterman, 1970, entre otras) considera que hay dos tipos principales de yacimientos de arcilla, los cuales se describen a continuación: · Generalmente las partículas arcillosas formadas por la meteorización ARCILLAS SEDIMENTARIASde rocas ígneas aluminicas son arrastradas por corrientes de agua u notro agente y posteriormente depositadas, formando bancos conocidos con el nombre de arcillas sedimentarias. De acuerdo al ambiente en donde se depositan ya sean: Arcillas Marinas, Arcillas de Estuario, Arcillas Lacustre, Arcillas de pantano, Arcillas fluviales.

· ARCILLAS RESIDUALES O DE RESIDUO: Se forman por la descomposición debida a la meteorización de los componentes aluminicos de rocas ígneas, especialmente

los

feldespatos.

Estos

productos

descomposición

permanecen en ese lugar, originando yacimientos arcillosos. Ejemplos de estas arcillas residuales son el caolín y la bentonita principalmente.

8.1.4 EXPLORACIÓN

La ciencia de la exploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones de tipo geológico. Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías aéreas, imágenes satelitales o imágenes de radar de un área de interés. Esto permite elaborar diversos tipos de mapas que identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía,

corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas. Esta información permite identificar áreas de mayor potencial, en los que se pueden encontrar

las

formaciones

sedimentarias

estructuras

que

contengan

hidrocarburos. También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones previstos de magnetómetros y gravímetros o en la superficie, con lo cual se recoge información (densidad) que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Así mismo los geólogos emprenden arduos trabajos de campo en los que describe la geología de superficie y toman muestras de roca y suelo para diversos análisis de laboratorio.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

8.1.5 PERFORACIÓN PETROLERA Si el sitio escogido para el pozo exploratorio está en un área remota, son muchas las labores que deben realizar para poder empezar la perforación. La compañía petrolera tendrá que adelantar la construcción de carreteras y proveer todos los medios de transporte necesarios. Deberá edificar viviendas y talleres y planear el suministro de agua, electricidad y otros servicios indispensable. Una vez que se haya terminado todo este preparativo, podrá iniciarse el levantamiento de la torre, la instalación de la maquinaria y, la perforación del pozo exploratorio. La torre de perforación es una armazón muy recia, generalmente de unos 50 metros de alto, formada con barras de acero. Su oficio primordial es el de subir y bajar el equipo de perforación.

Esta torre tiene varias plataformas, una es su parte más alta, la otra es su parte media y una tercera reforzada cerca de su base, la cual se denomina piso de la torre. La herramienta de perforación es semejante al berbiquí y la broca del carpintero, por la forma como trabajan. La broca de perforación, compuestas de uñas metálicas, se fija a una tubería, la cual a su vez se tornilla una barra cuadrada llamada Kelly. Esta barra atraviesa el orificio cuadrado de un disco de acero (la mesa rotatoria) ubicado en el piso de la torre. Un motor hace girar la mesa rotatoria de tal manera que la barra también gira, y al hacerlo la broca perfora las capas terrestres. Cuando la broca ha alcanzado una profundidad de 8 a 10 metros se devuelve a la superficie con el objeto de agregar un tubo adicional entre la broca y el kelly. Luego se introduce en el pozo y se continúa la perforación. La barra, el tubo y la broca constituyen la zarta de perforación.

Mientras la perforación esta en progreso se bombea por la zarta un lodo especial preparado con arcilla, agua y varios productos químicos. El lodo regresa a la superficie por el espacio anular entre la tubería de perforación y la pared del orificio perforado, arrastrando consigo los pedazos de rocas cortados por el taladro. Ya en la superficie, la corriente del lodo pasa a través de una criba con el objeto de retener los pedazos de rocas, y continúa hacia la bomba para ser utilizada nuevamente. Muestras de los pedazos de rocas se recogen para examinarlas, ya que indican la clase de formación que atraviesa el taladro. El lodo de perforación tiene también otras finalidades, tales como el enfriamiento de la broca y la formación de una especie de argamasa sobre las paredes del pozo la cual impide que éstas se derrumben.

A medida que la broca penetra en el subsuelo, un mayor número de secciones de tubo se agregan a la tubería de perforación. Para ello es necesario levantarla dentro de la torre para que el extremo superior de la tubería este sobre el nivel de la mesa rotatoria.

Unos soportes especiales la sostienen mientras que se destornilla la barra y se agrega otra sección de tuberías. Se baja la zarta con este nuevo tubo y se sostiene con los soportes; luego se atornilla nuevamente la barra. La tubería de perforación baja por el orificio hasta que la barra pasa de nuevo a través de la mesa rotatoria. Arranca el motor que mueve la mesa y la perforación continua. Después de algún tiempo, la broca se desgasta y debe remplazarse por una nueva.

Para esto, toda la tubería de perforación tiene que sacarse a la superficie, desatornillarse en secciones de unos 30 metros a medida que va saliendo, y colocarse verticalmente en el piso de la torre. Después de cambiar la broca se atornilla la tubería y se baja de nuevo al pozo, sección por sección. Las paredes del pozo perforado tienen la tendencia a derrumbarse, a pesar de la capa protectora de lodo, especialmente en formaciones de arena o arcilla. Por tal razón, se coloca una tubería de revestimiento de acero para fortalecer las paredes; esto se hace al comienzo, cuando el pozo ha alcanzado poca profundidad; de nuevo, cuando el pozo llega a su final, y algunas veces también en su parte media.

8.1.5.1 VELOCIDAD DE LA PERFORACIÓN

La velocidad a la cual se perfora un pozo petrolero varía de acuerdo con la dureza de la roca. Algunas veces la broca puede cortar hasta unos 60 metros por hora; pero si se atraviesa una capa de roca muy dura, el progreso es mucho más lento y puede llegar a ser de solo 35 cm. por hora. La perforación continúa hasta que se encuentre petróleo, o se abandone toda esperanza de encontrarlo. La profundidad de los pozos varía entre 1.000 y 3.500 metros.

8.1.6 PRODUCCIÓN

La producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento.

Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la profundidad de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería llamada ―tubing‖ o ―tubería de producción‖.

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión y por los elementos que la acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), este saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado ―Árbol de Navidad‖, que consta con un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esta presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el‖ Balancín‖ o ―Machin‖, el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por la que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento.

Una vez separado se esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo trasportan hacia las refinerías o hacia los puertos de explotación.

8.1.7 EL TRANSPORTE DEL PETRÓLEO

El crudo que fluye debe realizar viajes largos y antes de ser utilizado debe transportares a la refinería para su transformación en productos de petróleo, estos productos deben distribuirse a los consumidores. En los primeros años, el crudo se empacaba en barriles, hoy en día se utilizan medios como los oleoductos para el transporte terrestre y los buques-tanques para el transporte marítimo.

8.1.7.1MÉTODOS MODERNOS PARA TRANSPORTAR DEL PETRÓLEO

Un oleoducto es simplemente una larga tubería de un diámetro hasta de 70 centímetros, y se extiende por kilómetros o cientos de kilómetros sobre la tierra hasta llegar a la refinería. El oleoducto está construido en largas secciones soldadas que se pintan o cubren con materiales protectores para evitar el deterioro. La instalación de tuberías es una tarea ingeniera generalmente en zonas selváticas. También se presenta el problema de cruce de ríos y paso por montañas o selvas densas. La instalación de los oleoductos es bastante costosa. El petróleo crudo se recolecta en tanques centrales de almacenamiento, y de ahí se bombea al oleoducto. Los buques-tanques son barcos de carga especialmente para el transporte del petróleo o sus productos. Los oleoductos y los buquestanques se utilizan para el transporte en volumen y a largas distancias. Pero cuando ellos deben ser enviados a los principales centros distribuidores o estaciones de servicio, se usan envases. Así, por muchas rutas y métodos, los productos del petróleo llegan al consumidor, quien los utiliza para su transporte, su

bienestar y su placer en tierras a menudo muy apartadas de los campos petroleros donde el aceite inicio su viaje.

8.1.8 REFINACION

Una refinaría es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la gran variedad que componentes que contiene o derivados que pueden salir de este.

El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto de que él se puede obtener por encima de los 2000 productos. El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro categorías: parafínico, naftenico, asfáltico o mixto y aromático.

Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de dos tipos: los combustibles, como la gasolina, A.C.P.M., etc., y los petroquímicos, tales como polietileno, benceno, etc. Las refinerías son muy distintas unas de otras, según las tecnologías y los esquemas de proceso que se utilicen, así como su capacidad.

Colombia

hay

dos

grandes

refinerías:

Complejo

Industrial

Barrancabermeja y la Refinería de Cartagena. A la primera se le llama complejo porque también posee procesos petroquímicos.

8.1.9.1Destilación Básica

La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo empieza a vaporizarse a una temperatura algo menor que la necesaria para hervir el agua. Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes. El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente el queroseno. En las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido sulfúrico y a continuación se destilaba con vapor de agua. Las zonas superiores del aparato de destilación proporcionaban lubricantes y aceites pesados, mientras que las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto. A finales del siglo XIX, las fracciones de gasolina y nafta se consideraban un estorbo porque no existía una gran necesidad de las mismas; la demanda de queroseno también comenzó a disminuir al crecer la producción de electricidad y el empleo de luz eléctrica. Sin embargo, la introducción del automóvil hizo que se disparara la demanda de gasolina, con el consiguiente aumento de la necesidad de crudo.

8.1.9.2 Craqueo térmico

El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo para aumentar el rendimiento de la destilación. En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo. No obstante, la eficiencia del proceso era limitada, porque debido a las elevadas temperaturas y presiones se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el

crudo. Más tarde se inventó un proceso de coque facción en el que sé recirculaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirólisis a presión.

ALQUILACIÓN Y CRAQUEO CATALÍTICO.

En la década de 1930 se introdujeron otros dos procesos básicos, la alquilación y el craqueo catalítico, que aumentaron adicionalmente la gasolina producida a partir de un barril de crudo. En la alquilación, las moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico son recombinan en presencia de un catalizador. Esto produce moléculas ramificadas en la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores índices de octano) como combustible de motores de alta potencia, como los empleados en los aviones comerciales actuales.

En el proceso de craqueo catalítico, el crudo se divide (craquea) en presencia de un catalizador finamente dividido. Esto permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden recombinarse mediante alquilación, isomerización o reformación catalítica para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores especializados. La fabricación de estos productos ha dado origen a la gigantesca industria petroquímica, que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para fabricar medicinas, nylon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, tintes y materiales aislantes.

En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa;

se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

8.2 SEPARADORES DE CRUDO

Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en HORIZONTALES VERTICALES Y ESFÉRICOS:

8.2.1 HORIZONTALES

8.2.1.1 Ventajas: 1. Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 2. Son más económicos que los verticales. 3. Son más fáciles de instalar que los verticales. 4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma. 8.2.1.2 Desventajas: 1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

8.2.2 VERTICALES

8.2.2.1 Ventajas: 1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios. 3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador. 4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos. 8.2.2.2 Desventajas: 1. Son más costosos que los horizontales. 2. Son más difíciles de instalar que los horizontales. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.

8.2.3 ESFÉRICOS

8.2.3.1 Ventajas: 1. Más baratos que los horizontales o verticales. 2. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera. 3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.

4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión. 8.2.3.2 Desventajas: 1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.

8.2.4 ¿QUÉ NOMBRES RECIBEN LOS SEPARADORES?

Gracias a que el operador los utiliza para un fin determinado, el nombre que se le asigna a estas unidades está muy determinado por la función que realiza en cada caso en particular.

En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores bifásicos (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores trifásicos a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.

Si se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que reconocerlos como verticales u horizontales. Adicionalmente si al calificativo por la posición del recipiente se le agrega el trabajo que realiza se hablará de separadores horizontales bifásicos o trifásicos, según sea la posición del recipiente y el número de fases que separan.

Al referirse a la ubicación relativa que ocupa el separador con respecto a los otros equipos, también aparece otra clasificación.

Separador de entrada, cuando está ubicado a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la posibilidad de recibir impurezas de cualquier tipo.

Separadores en serie, los que están colocados uno después del otro; o, en paralelo, uno al lado del otro.

En el primer caso la depuración se realiza de

manera progresiva y, en el segundo, las dos unidades hacen el mismo trabajo.

Cuando la actividad por desarrollar tiende a la especialidad, los nombres que toman las unidades de separación son muy específicos. Quizás sea necesario apelar a un glosario de términos para explicar estos conceptos: Separador tipo filtro (1) y (2). Los que promueven la separación eficiente de los líquidos que eventualmente pudieran permanecer en la fase gaseosa para evitar que, al condensarse aguas abajo, puedan dañar equipos muy costosos como los compresores y expansores. Otras veces, los líquidos que se depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes. Por ello estas unidades están provistas de filtros, específicamente diseñados para retener el tamaño de las partículas que deban ser retiradas de la corriente.

Tanques de venteo o ―Flash tanks‖. Son recipientes utilizados para separar el gas que se produce cuando se expande un líquido. En esta profesión se conoce como ―flash‖ al cambio súbito que sufre un fluido cuando la presión desciende violentamente. Así, al tumbar la presión del fluido se producirá una separación de fases, que le dará origen al gas y al petróleo. Y, en correspondencia con la acción que se realiza, el término ―Flashtank‖ se le asigna al separador donde se lleva a cabo la expansión del fluido.

Trampas o ―Knockoutdrums‖. Son recipientes diseñados para separar corrientes con una alta relación gas líquido. El líquido se encuentra en el gas en forma de neblina. Estas unidades por lo general tienen poca capacidad para la retención de líquidos.

Separador de baches ―SlugCatcher‖. Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades de líquido que ocasionalmente llegan en la corriente de gas.

Separadores a baja temperatura.- Estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una expansión. Están diseñados para manejar y fundir los hidratos que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.

Eliminadores.- Estos

dispositivos

utilizan

para

eliminar

los

líquidos

(hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores sólo separan el agua de la corriente de gas.

Depuradores.-Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que éstas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de las compresoras, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas arrastradas por el gas.

8.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

8.3.1 SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVA Descripción del sistema BCP.El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.

Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre si, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

La instalación de superficie esta compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del sistema.

El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

Tipos de instalación BPC. Instalación convencional. En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha.

Este tipo de instalación hoy en día ya no es tan usada por el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha suplantado.

Instalación Insertable. En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.

La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.

Ventajas y desventajas de los sistemas BPC. Las principales ventajas que proporciona este método de levantamiento artificial es; que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Con respecto a las desventajas que ofrece este sistema está el hecho de que el elastómero se puede llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos razones principales: sería necesario el uso de grandes extensiones de varillas y las altas temperaturas también pueden dañar el elastómero.

Ventajas: Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son: · Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises; · La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento; · Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran; · Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta; · Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo; · La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia; · Amplío rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo. · La

ausencia

pulsaciones

formación

cercana

pozo

generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo constante hacen más fácil la instrumentación;

· El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo; · Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y plataformas de producción costa fuera; · El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas; · Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles; · Simple instalación y operación. Desventajas: Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los sistemas BCP: · Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C); · Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo); · Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco); · Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales;

· Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema). Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera apropiadamente. Ventajas de la instalación insertable.Poseen las mismas ventajas generales que una BCP convencional, sumado a los beneficios de un sistema insertable:· No necesita ser removida la columna de tubería de producción para extraer la bomba del fondo.· La sustitución de la bomba de fondo puede ser realizada con ayuda de un equipo pequeño de servicio.·Los costos de servicio y mantenimiento son reducidos. y·La torsión de trabajo es baja, razón por la cual pueden utilizarse varillas de diámetro menor disminuyendo el roce con el tubing. Geometrías. La geometría de la bomba está sujeta a la relación de lóbulos entre rotor y estator, y está definida por los siguientes parámetros: Cada ciclo de rotación del rotor produce dos cavidades de fluido. El área es constante, y la velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme; Esta es una importante característica del sistema que lo diferencia del bombeo alternativo con descarga pulsante. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita.

La mínima longitud requerida por la bomba; para crear un efecto de acción de bombeo es UN PASO, ésta es entonces una bomba de una etapa. Cada longitud adicional de paso da por resultado una etapa más. El desplazamiento de labomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor (es función del área y de la

longitud de la cavidad).En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación.

La capacidad de un sistema BCP para vencer una determinada presión está dada por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor-estator, es decir una compresión entre rotor y estator.

Posición relativa del rotor y el estator en una bomba de lóbulo simple.

Existen distintas geometrías en sistemas BCP, y las mismas están relacionadas directamente con el número de lóbulos del estator y rotor.

En las siguientes figuras se puede observar un ejemplo donde podremos definir algunas partes importantes.

La relación entre el número de lóbulos del rotor y el estator permite definir la siguiente nomenclatura:

La distribución de efectos es dada por la cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor número de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión. Se pueden presentar distintas combinaciones que afectan a la distribución de la presión dentro de la bomba:

Distribución y efectos. Interferencia entre rotor y elastómero. · Diferencia entre el diámetro externo de la sección del rotor y el menor diámetro del estator. ·Necesaria para generar presión diferencial entre cavidades, que requiere un sellado hermético entre rotor y estator. · Es la característica más importante a determinar para obtener una larga vida útil una vez dimensionado el equipo BPC. · Baja interferencia: disminuye la eficiencia de la bomba. · Alta interferencia: pronta rotura por histéresis. a-Igual interferencia- Distinto número de etapas.

Igual número de etapas - Distinta interferencia.

Equipos de Subsuelo:

Equipos de superficie y quipos de subsuelo

El sistema de bombeo por cavidades progresivas est谩 integrada por dos secciones de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo. A continuaci贸n se describen brevemente ambos tipos.

Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de torsión, la columna se arma con torsión óptimo API, correspondiente a su diámetro. Si existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe ajustar con la torsión máxima API, de este modo en caso de quedar el ancla atrapada, existen más posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna hacia la izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar también con el máximo API, para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.

Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de cuplas formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta esta situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, de manera, de no raspar con el tubing.

Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es el punto de partida para el espaciamiento del mismo.

Elastómero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.

Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan en forma ascendente.

Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor, sobresale del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la hélice del rotor. De este modo, al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede observar en qué punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo superior del rotor.

Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor

uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es el "no soldado". Empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.

Niple Intermedio o Niple Espaciador: Su función es la de permitir el movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su instalación.

Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator. Su función es: · Hacer de Tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente. · Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando. · Como succión de la bomba. Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el espaciamiento.

Trozo De Maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.

Ancla de Torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se suman las vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que son tanto mayores cuanto más profunda es la instalación de la bomba. La combinación de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la tubería de producción, el ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la columna tiende al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del estator.

Es el elemento de la columna donde el esfuerzo de torsión es mayor, no siempre es necesaria su instalación, ya que en bombas de menor caudal a bajas velocidades y bajas profundidades no se tienen torques importantes y no se producen grandes vibraciones. No obstante, es recomendable en todos los casos. Niple Asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de extracción.

Mandril A Copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de operación en una herramienta.

Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada.

La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la bomba para evitar dañarla. Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados nuevamente por la bomba.

Equipos de superficie. Una vez obtenidos los parámetros, mínimos de operación, necesarios para accionar el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema. Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son: · Cabezal de rotación; · Sistema de transmisión; y

· Sistema de frenado.

Cabezal de rotación. El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la potencia necesitara.

Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes mecánicos o poleas y correas. La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de impulso/vástago de perforación). El pesó de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa, provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a través del cabezal a fin de sacar el rotor del estator y lavar la bomba por circulación inversa.

Cabezales de rotación Plano del cabezal de una BCP.

Sistema de transmisión. Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la energía

desde

fuente

energía

primaria

combustión interna) hasta el cabezal de rotación.

(motor

eléctrico

des

Para la transmisión de torsión de una máquina motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy utilizados: Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y cadenas de rodillos.

Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión, sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar. En la mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor.

La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas.

Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas.

Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños severos al operador.

8.3.2 BOMBEO MECANICO El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.

Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal.

El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo. Cuando el balancín está en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de la bomba.

Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto

muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.

COMPONENTES DEL EQUIPO

Los componentes que conforman el sistema de bombeo mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de superficie y equipo de subsuelo.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPIO DE SUPERFICIE

- MOTOR: Es el encargado de suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Es motores pueden ser de combustión interna o eléctricos.

Los motores de combustión interna pueden ser de baja o alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm.

En la actualidad el tipo de motor más utilizado en la industria petrolera es el motor eléctrico, este posee también una velocidad constante (baja velocidad ) y una potencia que varía entre 5 y 100 hp , el motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia varía entre los 10 y 200 hp este último utilizado para alto deslizamiento.

- CAJA DE ENGRANAJE

Se utiliza para convertir energía del momento de rotación, sometidas a altas velocidades del motor primario, a energía de momento de rotación alto de baja velocidad. La máquina motriz se conecta al reductor de velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de velocidad puede ser: Simple, doble o triple. La reductora doble es la más usada.

- MANIVELA

Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a la biela del balancín, que está unida a ellos por pines se están sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada una de ellas tienen un número igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del balancín, en ellos se colocan los pines de sujeción de las bielas. El cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.

- PESAS O CONTRA PESO

Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento de rotación. Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote.

- PRENSA ESTOPA

Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrama de de crudo producido.

- BARRA PULIDA

Tubería fabricada de material resistente, generalmente se encuentran de diámetros de 11/4 y 1 ½ pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería.

- UNIDAD DE BOMBEO

Su función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabilla y estas, la bomba de subsuelo Mediante la acción de correas y engranajes se logra reducir las velocidades de rotación.

El movimiento rotatorio resultante se trasforma en uno reciprocante, a través de la manivela, la biela y el propio balancín.

UNIDADES DE BOMBEO MECÁNICO

- BALANCINES TIPO API Son diseñados basados en especificaciones API, operan con movimientos armónicos simples que realiza una viga viajera activada por la caja de engranajes, conectada a un motor por medios de correas, estos balancines pueden clasificarse de acuerdo a su geometría y contrapeso de las unidades en:

- CONVENCIONAL Es la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas, fácil operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de trasmisión la cual reduce la velocidad a través de un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es comunicado a la viga viajera mediante conexión biela /manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la barra pulida.

- UNITORQUE La unidad unitorque (Mark II), es un diseño que parte del modelo convencional, se caracteriza por ser capaz de soportar más fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo, aunque es más costoso manufactura.

Su estructura y requiere mayor contra-balance. El balanceo de esta unidad se hace en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar el balance estructural originado por su geometría de fabricación.

- BALANCEADA POR AIRE

Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por trasporte e instalación es más económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, lo hacen ser la unidad más costosa en cuanto a operaciones, pero son más resistentes a cargas que las convencionales.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUBSUELO

- TUBERIA DE PRODUCCIÓN

Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba.

Los tipos de tuberías más empleados para este tipo de completación (BM) son las EUE y la Hydrill.

- ANCLA DE TUBERÍA

Controla los movimientos de la tubería, eliminar los esfuerzos durante la acción de bombeo, mantiene la tubería en una posición constante y reduce la fricción entre las cabillas y la tubería.

- SARTA DE CABILLA

Es el elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo tanto, poseen propiedades de elasticidad, aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas diseñadas para diferentes diámetros y longitud.

- CABILLAS API O CONVENCIONALES

Existen tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de

cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de cabilla s podrían ser una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1 ½ a 2 pulgadas. En pozos productores de crudo pesado; donde se crea una especie de colchón que aumenta el efecto de flotación de las cabillas durante su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del pistón dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso al mantener tensión en la sarta de cabillas.

- CABILLAS NO API O CONTINUAS

Son aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las más usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro.

BOMBA DE SUBSUELO Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.

COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUBSUELO - BARRIL O CILINDRO DE LA BOMBA Es una pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena el fluido

- EL EMBOLO O PISTÓN Es el elemento movible dentro de la bomba. Su diámetro determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es menor que el que la del cilindro.

- LA VALVULA VIAJERA Está ubicada en el pistón, el tipo bola y asiento, permite la entrada del fluido del barril al pistón.

- LA VALVULA FIJA DE TIPO BOLA Y ASIENTO Esta facilita la entrada del fluido desde el pozo hasta el barril de la bomba.

- ANCLAJE O ZAPATA Es la combinación de las partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba y efectuar un sello hermético.

CLASIFICACIÓN DE LAS BOMBAS

- BOMBA DE TUBERIA (T) Se instalan en ellas y el cilindro es parte integral de la misma. Su mayor aplicación está en los pozos de alta productividad, con profundidades menores a 4500 pies y donde las condiciones de producción no son severas, es decir, hay baja producción de gas y pocos fluidos abrasivos y corrosivos.

- BOMBA DE CABILLA O INSERTABLE Se instala en los pozos, mediante el uso de la sarta de cabillas y sin necesidad de extender tubería. Se aplican en pozos da moderada y baja productividad y profundidades de hasta 7000 pies aproximadamente. Su remoción y reparación es más económica que la de las bombas de tuberías. Pueden ser ancladas por el fondo, el tope o por ambos extremos de la bomba.

- ANCLA DE GAS Consiste en un tubo rasurado o perforado, colocado bajo la zapata de anclaje. Su objetivo es separar gas/liquido antes de la entrada del fluido a la bomba.

VENTAJAS DEL BOMBEO MECANICO - El diseño es poco complejo.

- El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.

- Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.

- Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.

- El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.

- Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la taza de producción.

DESVENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECANICO - La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del gas.

- La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.

- Requiere altos costos e mantenimiento.

- Posee profundidades limitadas.

- El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

- La taza de producción declinan rápidamente.

RANGO DE APLICACIÓN DEL BOMBEO MECANICO - Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).

- Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.

- No se puede utilizar en pozos desviados.

- No debe existir presencia de arenas.

- Solo se utiliza en pozos unidireccionales.

- Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.

8.3.3 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El sistema de Bombeo Electrosumergible (BES) es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo,

uno

los métodos de

extracción

crudo

que

exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.

El bombeo electrocentrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.

En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor.

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la superficie, mediante

rotación

centrífuga

bomba

electrosumergible.

La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motoreléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor.

El Sistema BES representa uno de los métodos de levantamiento artificial más automatizables y fácil de mejorar, y está constituido por equiposcomplejos y de

alto costo, por lo que se requiere, para el buen funcionamiento de los mismos, de la aplicación de herramientas efectivas para su supervisión, análisis y control.

Su ventaja principal es que realmente no tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad del motor. La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la bomba misma al fondo del pozo.

Estas se energizan con un cable eléctrico blindado que va paralelo al tubing y que conecta la toma de potencia en la superficie con la bomba. El motor mismo es la bomba. Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidas en caso de tener que elevar grandes caudales. La desventaja es que son difíciles de instalar y su energización no siempre es altamente confiable.

En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los variadores de velocidad y protecciones eléctricas.

Actualmente el Sistema BES presenta un significativo índice de interrupciones, que pueden variar de 1 falla hasta 7 , que pueden durar en tiempo de 2 días a 1 año, producto de fallas debidas a diversas causas, como diseño inadecuado, falla de materiales , fallas en los procesos de fabricación, ensamblaje o instalación defectuoso, imprevisiones en las instalaciones en las condiciones de servicio, mantenimiento deficiente, malas prácticas de operación, con la consecuente disminución de la confiabilidad de los equipos. Adicional a esto, la falta en cada uno de los componentes del sistema BES, evita la posibilidad de interrumpir oportunamente su proceso de gestación. En muchos casos, las faltas del sistema son tratadas superficialmente y no se resuelven efectivamente, ya que

las actividades de identificación y control de las causas raíces de dichas fallas no son analizadas, o son realizadas en forma inapropiada. De igual forma, la ausencia de una normativa completa y detallada de los procedimientos adecuados para el manejo, instalación, operación, recuperación y desmantelamiento del sistema, dificulta aún más estos procesos.

Mediante el desarrollo de la siguiente investigación se pretende mejorar las fallas que se producen en el Sistema BES, utilizando las estrategias, técnicas y métodos que permiten identificar las secuencias de los eventos generados por las causas reales de dichas fallas, para aplicar acciones correctivas que disminuyan su recurrencia y, así, incrementar la eficiencia, confiabilidad y rentabilidad de los equipos que lo conforman. Existen diversas características que permitieron visualizar con mayor facilidad las mejoras que muy probablemente harán efectiva las propuestas que a continuación mencionaremos: Mediante un proceso de sucesivas acciones de integración y desintegración de eventos, aplicándose razonamientos cuantitativos y lógicos. Determinar las causas reales del funcionamiento no aceptable del equipo, instalación o sistema garantizándose así, su continuidad operacional al anticipar posibles interrupciones.

Utilización de la estadística como soporte básico para la cuantificación de los parámetros,

los

cuales

son

cantidades

sujetas

condicionadas

determinados valores que pueden describir las características o el comportamiento de una población.

Corregir indirectamente las prácticas que la originan, obteniendo un incremento en el tiempo de vida útil del equipo. El sistema de Bombeo Electrosumergible (BES)

ha demostrado ser una alternativa altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos en el ámbito mundial, gracias a las ventajas que proporciona en comparación con cualquier otro método de levantamiento artificial.

Este sistema posee la capacidad de manejar grandes volúmenes de crudo, desde 150 hasta 100.000 barriles por día (BPD), desde profundidades hasta de 4572 metros. Además de esto, el sistema BES permite controlar y programar la producción dentro de los límites del pozo, a través del empleo del variador de frecuencia. Otro de los beneficios que proporciona este método, es la indicación continúa de las condiciones de presión y temperatura en el pozo, gracias a la señal es transmitida por el censor de presión y temperatura ubicado en el fondo pozo.

La presencia de fallas que afectan el cumplimiento de las funciones de los equipos que conforman el sistema BES, conlleva a la paralización de la producción de petróleo, perjudicando el cumplimiento de los compromisos adquiridos por la empresa (PDVSA), e incrementando los costos operativos y de mantenimiento del sistema. Tomando en consideración lo anteriormente expuesto la realización de mejoras al sistema de bombeo electrosumergible (BES), se pretende mejorar la confiabilidad, eficiencia y rentabilidad del sistema, y se lograría maximizar la vida de cada uno de los equipos, garantizando de esta forma, una mayor continuidad del proceso productivo de la empresa PDVSA.

Debido a que las fallas son el resultado de un proceso de gestación, la determinación de la secuencia de eventos que las preceden es de gran importancia, dado que, además de permitir la identificación de las causas raíces que la originan, proporciona un diagrama secuencial que permite prever acciones con la finalidad de controlarlas o eliminarlas al manifestarse los primeros síntomas.

Después que las causas raíces han sido determinadas, es importante establecer planes de acciones correctivas, los cuales deben ser implementados para disminuir la incidencia de las fallas. A su vez, la realización de procedimientos técnicos para el manejo, instalación, operación, recuperación y desmantelamiento de cada uno de los equipos del Sistema BES brindara una normativa de dichas operaciones, y evitara que durante el desarrollo de las mismas se incurran en acciones que conduzcan a fallas del sistema.

SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) tiene como principio fundamental impulsar el fluido del reservorio hacia la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba. Este método puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con gas y pozos con alta temperatura.

Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y componentes superficiales. La figura No 1 muestra un diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo. El conjunto de equipos de subsuelo se encuentra constituido por la bomba centrifuga, la sección de entrada estándar o el separador de gas, la sección de sello o protector, el motor eléctrico. Entre los cables tenemos: el cable conductor eléctrico, el cable de conexión al motor y el sensor de fondo.

Los equipos de superficie estรกn conformados por el cabezal de descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque directo, la caja de uniรณn o venteo y por el conjunto de transformadores.

Entre los componentes de accesorios se pueden listar la vรกlvula de drenaje, la vรกlvula de venteo, los soportes en el cabezal, los centralizadores y las bombas de cable.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Una unidad típica de bombeo electrocentrífugo sumergido está constituida en el fondo del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial. Tablero de control, transformador.

Esquema del equipo del Sistema Bombeo ESM

Distribución de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan colocados en el pozo.

Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa, válvula de drene. Válvula de contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable. La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido.

COMPONENTES SUBSUPERFICIALES (EQUIPO DE SUBSUELO)

Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencial grandes, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia, por ejemplo: 3500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y del cojinete respectivamente. En la figura 3 se muestra el corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico. Son bipolares, trifásicos, del tipo jaula de ardilla y de inducción: los rotores construidos con longitudes de 12 a 18 pg están montados sobre la flecha y los estatores sobre la carcasa: el cojinete de empuje soporta la carga de los rotores. El interior del motor se llena con aceite mineral caracterizado por su alta refinación, resistencia dieléctrica, buena conductividad térmica y capacidad para lubricar a los cojinetes.

Dicho aceite, permite que el calor generado en el motor, sea transferido a la carcasa y de ésta a los fluidos de pozo que pasan por la parte externa de la misma; razón por la que el aparejo no debe quedar abajo del intervalo disparado.

Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.

Pruebas de laboratorio indican que la velocidad del fluido que circula por el exterior del motor, debe ser de 1 pie/seg para lograr un enfriamiento adecuado. Los requerimientos de amperaje pueden variar desde 12 hasta 130 amperes (amps) y se logra mayor potencia, aumentando la longitud de la sección del motor: cuando éste es sencillo, puede tener aproximadamente 30 pies de largo y Figura 3 desarrollar de 200 a 250 caballos de fuerza (hp), mientras que otros integrados en tandem alcanzan hasta 100 pies de largo y desarrollan 1000 (hp).La profundidad de colocación del aparejo es un factor determinante en la selección del voltaje del motor debido a las pérdidas de voltaje en el cable. Cuando la pérdida de voltaje es demasiado grande, se requiere un motor de más alto voltaje y menor amperaje. En pozos muy profundos, la economía es un factor importante: con un motor de más alto voltaje es posible usar un cable más pequeño y más barato. Sin embargo, puede requerirse un tablero de control de más alto voltaje y más caro.

Separador de gas: El separador de gas es un componente opcional del aparejo construido integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el

protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento, evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el motor producidas por la severa interferencia de gas. Existen dos tipos de separadores: Convencional, y Centrífugo., donde su operación consiste en invertir el sentido del flujo del líquido, lo que permite que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio anular. Su aplicación es recomendable en pozos donde a la profundidad de colocación del aparejo, las cantidades de gas libre no son muy grandes. El separador centrífugo, que trabaja en la siguiente forma: en sus orificios de entrada, recibe la mezcla de líquido y gas libre que pasa a través de una etapa de succión neta positiva, la cual imprime fuerza centrífuga a los fluidos; por diferencia de densidades el líquido va hacia las paredes internas del separador y el gas permanece en el centro. Una aletas guías convierten la dirección tangencial del flujo, en dirección axial; entonces el líquido y gas se mueven hacia arriba, pasan a través de un difusor que conduce a los líquidos a la succión de la bomba y desvía al gas hacia los orificios de ventilación, donde el gas libre va al espacio anular por fuera de la turbina de producción. Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna hidráulica en la tubería de producción. Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba están: el comportamiento de la bomba se aparta del señalado en sus curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación de carga en el motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes.

Muestra de un Separador de Gas Protector Este componente también llamado Sección sellante, se localiza entre el motor y la bomba: está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. Las funciones básicas de este equipo son: · Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular. · Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico. · Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor. · Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del equipo eléctrico. · Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del acoplamiento de los ejes

Protector o Sección Sellante. Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras aislantes. El diseño mecánico y principio de operación de los protectores difiere de un fabricante a otro. La diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege contra la entrada de fluido alrededor de la flecha. El contacto directo entre el fluido del pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar presiones en el sistema de sellado. Se ha determinado que el mejoramiento real del funcionamiento del motor sumergible puede lograrse si el aceite del motor se aísla completamente de los fluidos del pozo evitando cualquier contaminación. Este enfoque llevó al desarrollo de la sección sellante tipo "D" en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del pozo por medio de un líquido inerte bloqueante. El protector de tres cámaras, constituye realmente tres sistemas de sellos en uno. Cada cámara consiste de un sello mecánico y de un recipiente de expansióncontracción. Aunque dos de los tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el motor sumergible queda protegido. Este tipo de sección sellante proporciona la mejor protección

disponible

contra

el ácido

sulfhídrico

otros

fluidos

contaminantes del pozo. Las características y beneficios de este tipo de protector son: ·

Tres sellos mecánicos ampliamente espaciados. Una distribución amplia de los sellos que permite una mejor disipación de calor. Cada sello mecánico protege su propio recipiente, creando tres secciones sellantes en una unidad. Un tubo permite que haya flujo de aceite lubricante entre los tres recipientes. La barrera elástica en la cámara superior permite la contracción-expansión del aceite del motor cuando la temperatura cambia desde la superficie hasta el fondo y a la de operación. La barrera elástica es resistente al ataque químico y la penetración del gas, por lo que el aceite del motor se protege efectivamente contra contaminantes.

Cada recipiente es lo suficientemente grande para absorber la expansióncontracción volumétrica de los motores más grandes existentes en el mercado. Bomba Centrífuga Sumergible Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie, el gasto requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de múltiples etapas, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario. El impulsor da al fluido ENERGIA CINETICA. El Difusor cambia esta energía cinética en ENERGIA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza)El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que la bomba genera depende, del número de etapas y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de impulsores flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación. Estos empujes a su vez, los absorbe un cojinete en la sección sellante. Las etapas a su vez pueden clasificarse, dependiendo de la geometría del pasaje de fluido, en dos tipos:*Flujo Mixto*Flujo Radial Otra clasificación de los diferentes tipos de bombas se realiza según la SERIE de las mismas.

A la vez, la serie esta directamente relacionada con el diámetro de la bomba, por ejemplo "A"; "D"; "G"; "H"; Etc. En la bomba de impulsores fijos, estos no pueden moverse y el empuje desarrollado por los impulsores los amortigua un cojinete en la sección sellante. Los empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño hidráulico y mecánico, además del gasto de operación de la bomba.

Bombas Centrífugas Sumergibles. Una bomba operando un gasto superior al de su diseño produce empuje ascendente excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce empuje descendente. A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de capacidad recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y que generalmente es de 75 % al 95% del gasto de mayor eficiencia de la bomba. Un impulsor operando a una velocidad dada, genera la misma cantidad de carga independientemente de la densidad relativa del fluido que se bombea, ya que la carga se expresa en términos de altura de columna

hidráulica

fluido.

esta

característica

desprende

siguiente concepto: La presión desarrollada por una bomba centrífuga sumergible, depende de la velocidad periférica del impulsor y es independiente del peso del líquido bombeado. La presión desarrollada convertida a longitud de columna hidráulica

que levanta la bomba, es la misma cuando la bomba maneje agua de densidad relativa 1.0, aceite de densidad relativa 0.85, salmuera de densidad relativa 1.35, o cualquier otro fluido de diferente densidad relativa. En estos casos la lectura de la presión en la descarga de la bomba es diferente, únicamente permanecen fijos el diámetro y la velocidad del impulsor. Una interpretación diferente del concepto anterior, es que cada etapa de la bomba imprime a los fluidos un incremento de presión exactamente igual. En esta forma, si la primera etapa eleva la presión en 0.5 (Kg/cm2) y la bomba tiene 20 etapas, el incremento total de presión que se obtiene es de 10 (Kg/cm2).

Características de la bomba: Para establecer las posibilidades de aplicación de una bomba ya construida, por lo que se refiere al gasto que puede manejar, es necesario determinar mediante pruebas prácticas, sus curvas características o de comportamiento; las cuales indican para diversos gastos, los valores de eficiencia y longitud de columna hidráulica que es capaz de desarrollar la bomba; así como, la potencia al freno en cada caso. Las pruebas prácticas de la bomba se realizan utilizando agua dulce de densidad relativa 1.0 y viscosidad 1-0 cp haciéndola trabajar a velocidad constante y estrangulando la descarga. Durante la prueba se miden en varios puntos: el gasto, el incremento de presión a través de la bomba y la potencia al freno. El incremento de presión se convierte a carga de columna hidráulica y se calcula la eficiencia total de la bomba. Con base en esos datos se dibujan las curvas de carga, potencia al freno y eficiencia en función del gasto manejado.

El gasto se mide por medio de recipientes aforados u orificios calibrados2. La altura total de elevación o carga hidráulica, se determina fijando la altura de succión por medio de un vacuómetro y la altura de descarga por medio de un manómetro.3. La potencia se determina por medio de un dinamómetro o por la

potencia que alcance el motor eléctrico de acondicionamiento, tomando en consideración su rendimiento.4. El número de revoluciones por minuto se obtiene por medio de un tacómetro o por medio de un contador de revoluciones.5. La eficiencia se obtiene al despejarla de la fórmula de la potencia. Siguiendo las consideraciones anteriores y mediante pruebas sucesivas, se van construyendo las curvas características de la bomba.

Cada curva representa el comportamiento de la bomba a una velocidad particular para alturas de elevación variables, lo que en la práctica se consigue generalmente de la siguiente manera: se cierra la válvula de descarga y se hace funcionar la bomba a su número normal de revoluciones por minuto, por ejemplo a 3500 rpm, en este caso el gasto es cero y en la bomba se establece una presión que alcanza aproximadamente unos 5300 pies, para lo cual, se requiere una potencia de 40 Hp, todo lo anterior para 100 etapas. Se abre progresivamente la válvula de descarga y empieza el flujo: la curva de capacidad de carga, baja progresivamente, las curvas de potencia y eficiencia van aumentando a medida que aumenta el gasto. Continuando con la apertura de la válvula, se disminuye el valor de la carga y aumentan los valores del gasto, la eficiencia y la potencia. El valor máximo de eficiencia corresponde a los valores de gasto y carga para los cuales se construyó la bomba.

Sin embargo, las bombas en realidad se utilizan para bombear líquidos de diferentes densidades y viscosidades, operando a otras velocidades también constantes. En estos casos es necesario tomar en cuenta el efecto de algunos parámetros a fin de predecir el comportamiento de la bomba bajo condiciones reales de operación:

Efecto del cambio de velocidad: El gasto varía en proporción directa a los cambios de velocidad de la bomba. La carga producida es proporcional al cuadrado de la velocidad y la potencia es proporcional al cubo de la velocidad. La eficiencia de la bomba permanece constante con los cambios de velocidad.

Efecto de la densidad relativa: La carga producida por un impulsor no depende de la densidad relativa. Entonces la curva de capacidad de carga no depende de la densidad relativa, la potencia varia directamente con la densidad relativa y la eficiencia de la bomba permanece constante independientemente de la densidad del líquido.

Efectos de cambio del diámetro de impulsor: La capacidad de carga varía directamente con el diámetro de los impulsores y la potencia varia directamente con el cubo del diámetro. La eficiencia de la bomba no cambia. Las gráficas de curvas de comportamiento para cada bomba, las publica el fabricante además de las curvas de eficiencia carga y potencia vs gasto, incluye información respecto al diámetro de tubería de revestimiento en que puede introducirse la bomba, tipo y número de serie de la misma, ciclaje de la corriente para alimentar al motor, velocidad de la flecha del motor y el número de etapas considerado en la elaboración.

En cuanto a la forma de utilizar las gráficas de curvas características, se tiene que de acuerdo al ciclaje (Hz) de la corriente disponible, se selecciona un grupo de gráficas, verificando que su número de serie o diámetro externo, sea tal que puedan introducirse en la tubería de revestimiento existente en el pozo; de este grupo se selecciona una que maneje con mayor eficiencia el gasto deseado las condiciones de profundidad de colocación de la bomba. Una vez seleccionada la gráfica, a partir de dicho gasto, se traza una línea vertical, hasta interceptar con

las curvas de potencia, eficiencia y capacidad de carga, de tal forma que se hagan las lecturas en las escalas correspondientes.

Fenómeno de Cavitación: Si la presión absoluta del líquido en cualquier parte dentro de la bomba cae debajo de la presión de saturación correspondiente a la temperatura de operación, entonces se forman pequeñas burbujas de vapor. Estas burbujas son arrastradas por el líquido fluyendo, hacia regiones de más altas presiones donde se condensan o colapsan. La condensación de las burbujas produce un tremendo incremento en la presión lo que resulta similar a un golpe de martillo o choque. Este fenómeno se conoce como Cavitación. Dependiendo de la magnitud de la cavitación, ésta puede resultar en unadestrucción mecánica debida a la erosión, corrosión y a la intensa vibración. La cavitación también tiene un efecto significativo en el comportamiento de la bomba. Su capacidad y eficiencia se reducen.

Cables La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo, y los equipos de control en superficie son los cables. Existen varios tipos de cables en una instalación de bombeo electrosumergible: Extensión de Cable Plano. Cable de Potencia. Conectores de Superficie. La extensión de cable plano, es una cola de cable de características especiales que en uno de sus extremos posee un conector especial para acoplarlo al motor. En el otro extremo este se empalma al cable de potencia. La diferencia entre ambos es que este posee las mismas propiedades mecánicas y eléctricas que los cables de potencia pero son de un tamaño inferior.

Cable Conductor Eléctrico (POTHEAD) La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la superficie por medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje

para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos.

Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y redonda, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6. El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el espacio disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Existen muchos tipos diferentes de cable, y la selección de uno de ellos depende de las condiciones a las que estará sometido en el subsuelo. Considerando la longitud de un conductor para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen conforme el alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón disminuye lo que resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, "la resistencia es directamente proporcional a la longitud del conductor".

Cable conductor eléctrico.

Cuando la sección transversal o diámetro de un alambre es mayor, tiene un efecto contrario sobre la resistencia ya que el número de electrones libres por unidad de longitud se incrementa con el área. Bajo esta condición la corriente se incrementará para una fuerza electromotriz (fem) dada ya que se mueven más electrones por unidad de tiempo, en otras palabras "La resistencia es inversamente proporcional al área de la sección transversal del conductor".

Cuando se usan cables en sistemas de alto voltaje, cada uno de los conductores está rodeado por un considerable espesor de material aislante y algunas veces con una cubierta de plomo. Aunque la corriente normal fluye a lo largo del conductor, existe una pequeña corriente que pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un conductor a otro. Esta fuga se considera despreciable. El aislamiento de los cables debe resistir las temperaturas y presiones de operación en el pozo.

Sin embargo, para los cables utilizados también existen limitaciones debidas a materiales utilizados en su construcción. Los cables estándar tienen en promedio 10 años de vida a una temperatura máxima de 167º F y se reduce a la mitad por cada 15º F de exceso por arriba del máximo. El medio ambiente bajo el que opera el cable también afecta directamente su vida. Sin embargo hay cables que resisten temperaturas del orden de 350º F.

La instalación del cable se realiza fijándolo en la parte externa de la tubería de producción con flejes, colocando de 3 a 4 por cada lingada; en la sección

correspondiente a los componentes del aparejo, es recomendable colocar flejes cada metro, debido a que esta sección es de mayor diámetro y puede dañarse durante las operaciones de introducción al pozo, por lo que comúnmente se instalan protecciones adicionales llamadas guarda cable. A lo largo de esta sección la configuración del cable es plana y se le llama extensión de la mufa, la cual constituye el contacto con el motor.

La unión de la extensión de la mufa y el cable conductor se denomina empate; su elaboración se realiza cuidadosamente en la localización del pozo ya que constituye una de las partes débiles de la instalación. Un empate también puede ser necesario en cualquier punto a lo largo del cable, donde se detecte una falla del mismo o donde la longitud del cable sea insuficiente para llegar a la superficie.

Sensor de Fondo El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en la parte final del motor. Está constituido por circuitos que permitan enviar señales a superficie registradas mediante un instrumento instalado en controlador, convirtiendo estas, en señales de presión a la profundidad de operación de la bomba.

Cuando se utiliza un variador de frecuencia, la información del sensor puede ser alimentada a un controlador, para mantener una presión de fondo determinada, mediante el cambio de la velocidad de la bomba.

Este sistema está compuesto por una unidad de lectura de superficie, un dispositivo sensor de presión y/o un instrumento sensor de temperatura colocado en la tubería de producción. El sensor de fondo está conectado a la unidad de lectura de superficie, a través de los bobinados del motor y el cable de potencia.

100

El sensor puede registrar la presión de la parte interna de la tubería de producción, o la presión de entrada a la bomba, llamada presión fluyente en el punto de ubicación de la bomba. El sensor de presión es activado por el nivel del fluido y/o la presión de gas en el pozo. Se calibra automáticamente cuando se dan cambios de temperatura, a intervalos específicos. Durante este tiempo las lecturas de presión y temperatura permanecen inalterables en pantallas, permitiendo la realización de registros manuales.

Un equipo de superficie se utiliza para manejar la información proveniente del fondo del pozo, en tiempo real. Esta información puede ser solamente mostrada, o enviada a otro sistema de monitoreo, para poder ser extraída y procesada posteriormente.

Además, dependiendo de la aplicación, existe un sensor de fondo de acuerdo a la temperatura de trabajo; funciona en presiones de hasta 5000 psi.

COMPONENTES SUPERFICIALES Bola Colgadora Este dispositivo se coloca en un nido sobre el árbol de válvulas. Su función es sostener la tubería de producción, permitir su paso y el de los tres conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre tubería de producción y de revestimiento para evitar fuga de fluidos a la superficie. Está construida de acero, cubierta de neopreno. En el caso de instalaciones marinas el paso de los conductores del cable, lo tiene integrado y su contacto es como el de la mufa. Caja de viento Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad.

101

Tablero de control Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

Transformador Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están equipados con interruptores "taps" que les dan mayor flexibilidad de operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres transformadores monofásicos.

ACCESORIOS Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario contar con algunos accesorios. Válvula de contra presión Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba de la bomba. Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.

102

Válvula de drenaje Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de drenaje una junta por encima de está, como factor de seguridad para cuando se requiera circular el pozo del anular a la tubería de producción. Se coloca de una a tres lingadas por arriba de la válvula de contra presión. Su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, con el propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo. Para operarla, se deja caer una barra de acero desde la superficie por la tubería de producción; la barra rompe un perno y deja abierto un orificio de comunicación con el espacio anular.

Controlador de velocidad variable Este dispositivo puede ser considerado como equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que impone el mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un diseño no es del todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación que no opera adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e instalar un nuevo aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a velocidad constante para un mismo ciclaje. En otros casos, algunos pozos son dinámicos en cuánto a parámetros de presión de fondo, producción, relación gas-aceite y otros para los cuales no es recomendable la operación de un aparejo con velocidad constante. Lo anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a pozos estables donde el número de etapas de la bomba, sus dimensiones y velocidad podría ser constantes .El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y por lo tanto de gastos que es posible manejar. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los disminuye.

103

Centralizadores Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para mantener el motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También evitan que el cable se dañe por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el pozo. Al utilizar centralizadores se debe tener cuidado de que estos no giren o muevan hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.

Bandas de Cable También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería de producción durante la instalación, y el cable de extensión del motor al equipo. Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:

· Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista corrosión. · Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente corrosivos. · Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos. Otros accesorios pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, cajas protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado, manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.

VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE Puede levantar altos volúmenes de fluidosManeja altos cortes de agua(aplicables en costa a fuera)

104

- Puede usarse para inyectar fluidos a la formación. - Su vida útil puede ser muy larga. - Trabaja bien en pozos desviados. - No causan destrucciones en ambientes urbanos. - Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.

DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE -

Inversión inicial muy alta.

- Alto consumo de potencia. - No es rentable en pozos de baja producción. - Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas. -

Susceptible a la producción de gas y arena.

- Su diseño es complejo. - Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

105

8.3.4 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS *

INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:

Se considera una extensión del método de producción por flujo natural: esto consiste en suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de ésta.

INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:

Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Existen diferentes tipos de

instalaciones para este método, los cuales se

clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o válvula fija.

106

INSTALACIONES ABIERTAS: en este tipo de instalación la sarta de tubería

está suspendida dentro del pozo sin empacadura.

INSTALACIONES SEMICERRADAS: es similar a la abierta con la diferencia

de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

INSTALACIONES CERRADAS: la instalación es similar a la semicerrada,

excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción, generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.

COMPONENTES DEL EQUIPO UTILIZADO PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS. La mayoría de los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas están diseñados para re circular el gas de levantamiento. Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este método, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su función y los elementos que lo conforman.

EQUIPOS DE SUPERFICIE.

El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta compresora, el sistema de distribución del gas de alta presión y el sistema de recolección de fluidos. a) PLANTA COMPRESORA:

107

Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motor compresor). Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas de alta presión a la red de distribución y, de allí, a cada pozo.

b) SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS: La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerá de la presión y el volumen disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en el sistema de distribución.

El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el registrador de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla el gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el contra flujo que se pueda generar.

SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS:

Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.

EQUIPO DE SUBSUELO.

108

Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.

MANDRILES:

Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite.

TIPOS DE MANDRILES: Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo. 1) MANDRIL CONVENCIONAL: es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería.

2) MANDRIL CONCENTRICO: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro)

3) MANDRIL DE BOLSILLO: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.

109

TAMAÑO DE LOS MANDRILES El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de producción. Los tamaños más utilizados son los de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½".

Al definir el tamaño se define la serie. Entre los tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para válvulas de 1 ½ pulgada.

b) VÁLVULAS La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.

CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS. De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican en: -

Válvulas Operadas por Presión de Gas.

Válvulas Operadas por Presión de Fluido.

Válvulas de Respuesta Proporcional.

Válvulas Combinadas

Las más utilizadas en la industria petrolera son las: - VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):

110

Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren principalmente por esa presión (presión de gas).

- VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp): Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa presión gobierna su apertura. En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades predecibles. El objetivo que se persigue con el diseño de una instalación de Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo posible, con el volumen y la presión de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de producción en el pozo. La situación más desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de fluido de completación. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido de completación del anular hacia la tubería de producción, en forma de vaso comunicante (descarga del pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60 pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá la instalación de un mandril con su válvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas adicionales (válvulas de descarga) por encima de la operadora.

PROCESO DE DESCARGA. Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión de

111

arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la que circula a través de los mismos.

- PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA: En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en el anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.

- REDUCCIÓN DE PRESIÓN: La reducción de presión en la tubería, producida por el gas que entra a través de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe hasta descubrir la segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una reducción de presión del gas en el anular, que trae como consecuencia el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre en la superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa pasando por medio de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y, así, sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como operadora.

En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura y cierre de las válvulas deben ir disminuyendo a medida que van colocadas más profundas en la sarta de producción. Por otro lado, el asiento de cada válvula debe permitir el paso del gas requerido para reducir la presión en la tubería, lo suficiente para lograr descubrir la válvula más profunda.

112

En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la caída de presión entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.

VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS: - Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas - Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales - Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena - Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma - El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo - Bajo costo de operación

DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS: - Se requiere una fuente de gas de alta presión -

No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de

flujo muy largas y de pequeño diámetro - El gas de inyección debe ser tratado - No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. - Su diseño es laborioso - Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies

113

PÁRAMETROS DE APLICACIÓN

DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR GAS: - Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.

- Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar lo que más posible sea de RGL.

- Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento

- Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago por su valor como mandriles y válvulas

- Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL de inyección. Baja eficiencia para pozos con alta RGL de inyección. Eficiencia típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.

- Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.

- Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión, seco, no corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema. Necesario un enfoque del sistema. Es beneficiosa una baja contrapresión. Es necesaria buena data para

114

el diseño y espaciamiento de las válvulas. Se pueden seguir las recomendaciones, las prácticas de operaciones, pruebas y especificaciones API.

- Su uso es bueno y flexible para altas tasas. Este sistema es utilizado en pozos con alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de los pozos.

- Las restricciones de tubería son las siguientes: Revestidores de 4,5 y 5,5 pulgadas con eductor de 2 pulgadas. Limita las tasas < 1000Bpd. Para tasas > 5000 Bpd se usa casing> 7 pulg. Y tuberías de producción > 3,5 pulgadas.

- Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para 1.000 Bpd con eductor 2,5 pulgadas. 1440 lpc de presión de levantamiento y RGL de 1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.

- Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están limitadas alrededor de 100 lpc/1000 pies de profundidad de inyección. Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000 lpc

- Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor

- El

espacio

físico

los compresores causan problemas.

bueno, Las

tomadas para las líneas de alta presión.

115

medidas

bajo

perfil,

de seguridad deben

pero ser

- Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión, siendo buenas fuentes de energía

- La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se puede considerar optimización y automatización con procesadores.

Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar

inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor, aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.

- Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles

- Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad de inyección de gas

- Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de cortadores metálicos.

- Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos, pero resultaría problemático el diseño e ineficiente.

116

- Peste método posee una excelente habilidad para el manejo de sólidos en este caso la arena, limitado por el influjo y los problemas de superficie. Típicamente el límite es de 0.1 % de arena para el influjo y el equipo de superficie.

- La Temperatura está limitada por un valor máximo alrededor de 350ºF. Es necesario conocer la temperatura para diseñar por debajo de las válvulas de descargas.

La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular, presenta

pocos problemas para crudos > 16 ºAPI o viscosidades menores de 2 cps. Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes de agua.

- Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes, restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad. Depende de la presión del yacimiento y el índice de productividad (IP) tasas de 500 Bpd a 1000 pies y tubería de 4 pulgadas.

- Tiene una capacidad regular de manejar bajo volumen, limitado por el cabeceo y el deslizamiento. Se deben evitar rangos de flujo inestable. Típicamente limitado a 20 BPD para eductores de 2 pulgadas sin cabeceo, 400 BPD para 2,5 pulgadas y 700 BPD para 3 pulgadas de diámetro.

117

8.3.5 REFINACION DEL PETROLEO La refinación del petróleo es la serie de procesos mediante los cuales el petróleo se transforma en derivados comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en cuenta todas las diferentes características del crudo. Además, una refinería debe estar concebida para tratar una gama bastante amplia de crudos. Sin embargo existen refinerías concebidas para tratar solamente un único tipo de crudo, pero se trata de casos particulares en los que las reservas estimadas de dicho crudo son consecuentes.

Existen refinerías simples y complejas. Las simples están constituidas solamente por algunas unidades de tratamiento, mientras que las refinerías complejas cuentan con un mayor número de estas unidades.

En efecto, en función del objetivo fijado y el lugar en el que se encuentra la refinería, además de la naturaleza de los crudos tratados, la estructura de la refinería puede ser diferente. De la misma manera, en función de las necesidades locales, la refinería puede ser muy simple o muy compleja. A menudo, en Europa, en Estados Unidos y generalmente en las regiones en las que las necesidades de carburantes son elevadas, la estructura de las refinerías es compleja. En cambio, en países menos desarrollados como algunos de África dicha estructura es bastante simple.

En los países que disponen de ellas, las refinerías se instalan preferentemente en las costas, para ahorrar gastos de transporte y construcción de oleoductos.

118

Proceso de refinación del petróleo

El petróleo crudo no es directamente utilizable, salvo a veces como combustible. Para obtener sus diversos subproductos es necesario refinarlo, de donde resultan, por centenares, los productos acabados y las materias químicas más diversas. El petróleo crudo es una mezcla de diversas sustancias, las cuales tienen diferentes puntos de ebullición. Su separación se logra mediante el proceso llamado "destilación fraccionada". Esta función está destinada a las "refinerías", factorías de transformación y sector clave por definición de la industria petrolífera, bisagra que articula la actividad primaria y extractiva con la actividad terciaria.

El término de refino, nos fue heredado en el siglo XIX, cuando se contentaban con refinar el petróleo para lámparas, se reviste hoy de tres operaciones:

· La separación de los productos petrolíferos unos de otros, y sobre la destilación del crudo (topping).

· La depuración de los productos petrolíferos unos de otros, sobretodo su desulfuración.

· La síntesis de hidrocarburos nobles mediante combinaciones nuevas de átomos de carbono y de hidrógeno, su des hidrogenación, su isomerización o su ciclado, obtenidos bajo el efecto conjugado de la temperatura, la presión y catalizadores apropiados.

En un inicio, el refino se practicaba directamente en los lugares de producción del petróleo, pero pronto se advirtió que era más económico transportar masivamente el crudo hasta las zonas de gran consumo y construir refinerías en los países industrializados, adaptando su concepción y su programa a las necesidades de cada país.

119

El petróleo crudo es depositado en los tanques de almacenamiento, en donde permanece por varios días para sedimentar y drenar el agua que normalmente contiene. Posteriormente es mezclado con otros crudos sin agua y es bombeado hacia la planta para su refinación.

Una refinería comprende una central termoeléctrica, un parque de reservas para almacenamiento, bombas para expedición por tubería, un apeadero para vagonescisterna, una estación para vehículos de carretera para la carga de camiones cisterna. Es, pues, una fábrica compleja que funciona 24 horas diarias con equipos de técnicos que controlan por turno todos los datos.

Mientras que antes las antiguas refinerías ocupaban a centenares y a veces a millares de obreros en tareas manuales, sucias e insalubres, las más modernas están dotadas en la actualidad de automatismos generalizados para el control y la conducción de los procesos y no exigen más que un efectivo reducido de algunas personas.

En la industria de transformación del petróleo, la destilación es un proceso fundamental, pues permite

hacer una separación de

los hidrocarburos

aprovechando sus diferentes puntos de ebullición, que es la temperatura a la cual hierve una sustancia.

Destilación Atmosférica y al Vacío Este es el primer proceso que aparece en una refinería. El petróleo que se recibe por ductos desde las instalaciones de producción, se almacena en tanques cilíndricos de gran tamaño, de donde se bombea a las instalaciones de este proceso. El petróleo se calienta en equipos especiales y pasa a una columna de

120

destilación que opera a presión atmosférica en la que, aprovechando la diferente volatilidad de los componentes, se logra una separación en diversas fracciones que incluyen gas de refinería, gas licuado de petróleo (LPG), nafta, queroseno (kerosene), gasóleo, y un residuo que corresponde a los compuestos más pesados que no llegaron a evaporarse.

En una segunda columna de destilación que opera a condiciones de vacío, se logra la vaporización adicional de un producto que se denomina gasóleo de vacío, y se utiliza como materia prima en otros procesos que forman parte de las refinerías para lograr la conversión de este producto pesado en otros ligeros de mayor valor. En este proceso, el petróleo se separa en fracciones que después de procesamientos adicionales, darán origen a los productos principales que se venden en el mercado: el gas LP (comúnmente utilizado en las estufas domésticas), gasolina para los automóviles, turbosina para los aviones jet, diesel para los vehículos pesados y combustóleo para el calentamiento en las operaciones industriales. Pero estos productos tienen que cumplir con una serie de especificaciones que aseguren su comportamiento satisfactorio.

Originalmente, las especificaciones tuvieron un enfoque eminentemente técnico, como el número de octano de la gasolina, o el de cetano del diesel, o el punto de humo del queroseno, o la viscosidad del combustóleo; actualmente, las consideraciones

protección

ambiental

han

incorporado

muchos

más

requerimientos, limitándose, por ejemplo en la gasolina, el contenido del azufre (este compuesto al quemarse, produce dióxido de azufre que al pasar a la atmósfera se oxida, y con el agua da origen a la lluvia ácida), el benceno (que es un hidrocarburo que tiene carácter cancerígeno), las olefinas y los aromáticos (que son familias de hidrocarburos altamente reactivas en la atmósfera, promotoras de la formación de ozono); la presión de vapor (que debe limitarse para reducir las emisiones evaporativas en los automóviles y gasolineras), e inclusive se requiere

121

la presencia de compuestos oxigenados que no ocurren naturalmente en el petróleo (estos compuestos favorecen la combustión completa en los motores automotrices).

Además de la destilación atmosférica y al vacío, los procesos de refinación más importantes son los siguientes:

2. Hidrotratamiento

En forma generalizada, en los combustibles de hoy día se reducen los compuestos de azufre, para evitar daños ambientales por lluvia ácida. Al proceso que se utiliza para este propósito y al cual se someten las diferentes fracciones que se obtienen en la destilación atmosférica y al vacío se le denomina hidrotratamiento o hidrodesulfuración, por estar basado en el uso de hidrógeno que reacciona con los compuestos de azufre presentes en los hidrocarburos para formar ácido sulfhídrico; en un procesamiento posterior, este compuesto se convierte en azufre elemental sólido que tiene una importante aplicación industrial. En el proceso ocurren reacciones adicionales que permiten complementar el tratamiento al eliminar también compuestos nitrogenados, convertir las olefinas en compuestos saturados y reducir el contenido de aromáticos. El hidrotratamiento requiere de altas presiones y temperaturas, y la conversión se realiza en un reactor químico con catalizador sólido constituido por gg-alúmina impregnada con molibdeno, níquel y cobalto.

Reformación de Nafta

Los cortes de nafta que se obtienen por destilación directa de cualquier tipo de petróleo presentan un número de octano muy bajo (45 a 55), y serían inaplicables para la gasolina que requieren los automóviles modernos (octanajes de 80 a 100).

122

Es necesario entonces modificar la estructura química de los compuestos que integran las naftas, y para ello se utiliza el proceso de reformación en el que a condiciones de presión moderada y alta temperatura, se promueven reacciones catalíticas conducentes a la generación de compuestos de mayor octano como son los aromáticos y las isoparafinas. Simultáneamente en las reacciones se produce hidrógeno, que se utiliza en la misma refinería en los procesos de hidrotratamiento. Las reacciones son promovidas por catalizadores basados en gg-alúmina como soporte de metales activos (platino-renio o platino-estaño).

Isomerización Los isómeros son moléculas que tienen el mismo tipo y cantidad de átomos, pero con diferente estructura en su conformación. En el caso particular de las parafinas, que son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, se tienen para una misma fórmula general (CnH(2n+2)) una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina.

En el grupo de parafinas que forman parte de las gasolinas, las isoparafinas tienen número de octano superior a las parafinas normales, de tal manera que para mejorar la calidad del producto se utiliza un proceso en el que las parafinas normales se convierten en isoparafinas a través de reacciones de isomerización. La práctica es separar por destilación la corriente de nafta en dos cortes, ligero y pesado; el ligero que corresponde a moléculas de cinco y seis átomos de carbono se alimenta al proceso de isomerización, mientras que el pesado, con moléculas de siete a once átomos de carbono, es la carga al proceso de reformación antes descrito. Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino soportado en gg-alúmina.

123

Desintegración Catalítica Fluida (FCC)

Este es un proceso de conversión de hidrocarburos pesados presentes en los gasóleos de vacío, que permite producir gasolina, y en consecuencia aumentar el rendimiento de este combustible en las refinerías, disminuyendo la producción de residuales.

El proceso FCC se basa en la descomposición o rompimiento de moléculas de alto peso molecular; esta reacción se promueve por un catalizador sólido con base en zeolitas en presentación pulverizada, que se incorpora a los hidrocarburos de carga en un reactor de tipo tubular con flujo ascendente. A la salida del reactor, el catalizador se separa de los productos de reacción a través de ciclones, y el coque que se genera y adhiere al mismo por las altas temperaturas de reacción, se quema en un equipo especial antes de recircularse al reactor; la energía liberada en el quemado sirve para dar parte del calentamiento de la corriente de carga.

En el proceso se producen, además de gasolina, productos más ligeros como gas seco (metano y etano) y fracciones de 3 a 5 átomos de carbono, de carácter olefínico, que se utilizan como materia prima en la producción de éteres y gasolina alquilada en procesos subsecuentes de la refinería. También se genera un producto pesado rico en aromáticos, conocido como aceite cíclico ligero, que se procesa en las hidrotratadoras de la fracción diesel, y otro denominado aceite decantado que se incorpora al combustóleo.

Producción de Éteres Con el propósito de reducir las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos no quemados de los vehículos con motor a gasolina, se agregan a

124

este combustible componentes que contienen oxígeno en su molécula, como es el caso de los éteres.

Estos componentes se dosifican en la gasolina para obtener un contenido de oxígeno de 1 a 2% en peso y, en virtud de su alto número de octano, contribuyen al buen desempeño de este combustible en los motores. Los componentes oxigenados utilizados en la formulación de gasolinas en México son el MTBE (metiltert-butil éter) y en menor grado el TAME (tert-amilmetil éter).

Estos éteres se obtienen en las refinerías a partir de alcohol metílico, producido en los complejos petroquímicos, y de las olefinas ligeras producidas en los procesos de desintegración catalítica FCC, con el beneficio adicional de reducir el contenido de estas olefinas ligeras (importantes contribuyentes a la formación de ozono en la atmósfera) en la gasolina.

Alquilación El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se unen olefinas ligeras (propileno y/o butenos producidos en el proceso FCC antes descrito) con isobutano (proveniente de la fracción de gas LP recuperada en la destilación atmosférica del petróleo y complementada con corrientes equivalentes del procesamiento del gas natural). Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado

gasolina

alquilada,

producto

constituido

por

componentes

isoparafínicos cuyos puntos de ebullición se ubican dentro del intervalo de la gasolina.

En sus inicios el proceso tuvo como objetivo obtener un combustible aplicable a aviones de turbohélice, y aumentar el rendimiento de gasolina a partir de las diversas corrientes ligeras producidas en la refinería, pero actualmente su objetivo

125

es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan para este propósito ya sea ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico.

Fondo de Barril

La cada vez mayor disponibilidad relativa de crudo pesado, con altos contenidos de azufre y metales y bajos rendimientos de destilados, hace necesario el contar con unidades de proceso que permitan modificar estos rendimientos en conformidad con las demandas, produciendo combustibles con calidad ecológica. Esto apunta hacia la introducción de procesos de conversión que aumenten la producción de destilados y disminuyan los residuales pesados. A este tipo de procesos se les ha llamado en su conjunto procesos de fondo de barril, y constituyen ya una sección específica de la mayor parte de las refinerías.

En México, esta tendencia se justifica por la necesidad de procesar cada vez mayores proporciones de crudo tipo Maya. Entre las opciones de procesamiento, se tienen las orientadas a la producción de combustóleo de bajo contenido de azufre, utilizando el proceso de hidrotratamiento de residuos, aunque se empiezan a generalizar los esquemas de alta conversión, basados en hidrodesintegración profunda o en coquización, para aumentar el rendimiento de destilados a expensas de la desaparición del combustóleo.

Los procesos de hidrotratamiento se basan en la reacción catalítica del hidrógeno con los compuestos de azufre a condiciones severas de presión y temperatura, y con

catalizadores

126

características

muy especiales.

Los procesos de

hidrodesintegración se diferencian fundamentalmente en el tipo de catalizador, que se diseña para orientar las reacciones a la descomposición de las moléculas para generar productos ligeros; la presencia del hidrógeno permite que estos productos resulten de carácter no olefínico y bajos en azufre.

Por otro lado, los procesos de coquización consisten en la desintegración térmica no catalítica de los residuales; la ausencia de hidrógeno hace que los productos del proceso sean ricos en olefinas y azufre, requiriendo entonces procesamiento ulterior en las unidades de hidrotratamiento de destilados. Simultáneamente se produce coque de petróleo, compuesto constituido principalmente de carbón.

Otro proceso basado en la descomposición térmica, bastante antigua pero aún presente en muchas refinerías, es el de reducción de viscosidad, orientado a la autogeneración de diluentes del combustóleo para reducir el uso de destilados valiosos que también se usan para este propósito.

Producción de Lubricantes

Dentro de la industria en general, los lubricantes juegan un papel fundamental, pues evitan que el contacto continuo entre partes móviles de una máquina provoque esfuerzos por fricción que puedan llevarla a un mal funcionamiento e inclusive a su destrucción.

Durante la refinación del petróleo es posible, si se desea, producir bases de lubricantes, las cuales deben cumplir en forma muy estricta con el rango de viscosidad que las caracteriza. La materia prima para obtener las bases de lubricantes es el residuo de la destilación atmosférica del petróleo, el cual se redestila a condiciones de vacío para generar cortes específicos que se

127

denominan: especialidades, neutro ligero y neutro, generándose además en otro proceso de desasfaltización del residuo de vacío por extracción con solventes, cortes adicionales que se denominan: neutro pesado, pesado y cilindros.

En su conjunto, los cortes lubricantes requieren de un procesamiento posterior que involucra plantas de desaromatización y de desparafinación, indispensables para ajustar los índices de viscosidad, o sea la variación de la viscosidad del lubricante con la temperatura, que es la propiedad fundamental que define su calidad. Simultáneamente se produce parafina suave y parafina dura.

Endulzamiento y Recuperación de Azufre

La eliminación del ácido sulfhídrico (H2S) que acompaña al gas que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La separación del H2S de los gases se realiza en un proceso que se denomina de endulzamiento, basado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en sulfhídrico se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el H2S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de H2S y SO2, que enseguida se hacen reaccionar catalíticamente para generar azufre elemental.

Procesamiento de Gas Natural

El gas natural está constituido principalmente por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos. El objetivo del procesamiento del gas natural

128

es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y ácido sulfhídrico, este último también por su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico (dióxido de carbono y nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas (nuevamente agua y dióxido de carbono), para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica.

Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono con soluciones absorbentes en un esquema similar al descrito para los procesos de endulzamiento de gas de refinería), y la recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 100oC, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre.

Procesos Petroquímicos

Además de los combustibles, del petróleo se obtienen derivados que permiten la producción de compuestos químicos que son la base de diversas cadenas productivas que terminan en una amplia gama de productos conocidos genéricamente como productos petroquímicos, que se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras. Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, las olefinas ligeras (etileno, propileno y butenos) y la de los aromáticos. La cadena del gas natural se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona catalíticamente con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de

129

este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes.

También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas.

La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas criogénicas, el cual se somete a un proceso de descomposición térmica para producir etileno principalmente, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc. Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial. La oxidación del etileno produce oxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etiléntereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc. El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno.

130

Otra olefina ligera, el propileno, que se produce ya sea por deshidrogenación del propano contenido en el gas LP, como subproducto en las plantas de etileno o en las plantas de descomposición catalítica fluida FCC de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico.

Como derivado de la deshidrogenación de los butenos o bien como subproducto del proceso de fabricación del etileno, se obtiene el 1,3 butadieno, que es una materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, llantas para toda clase de vehículos, juntas, sellos, etc. Una cadena fundamental en la industria petroquímica se basa en los aromáticos (benceno, tolueno y xilenos). La nafta virgen obtenida del petróleo crudo contiene parafinas, nafténicos y aromáticos en el intervalo de 6 a 9 átomos de carbono. Esta fracción del petróleo, después de un hidrotratamiento para eliminar compuestos de azufre, se somete al proceso de Reformación BTX, el cual promueve fundamentalmente las reacciones de ciclización de parafinas y de deshidrogenación de nafténicos, con lo cual se obtiene una mezcla de hidrocarburos rica en aromáticos. Estos componentes se separan, primero del resto de los hidrocarburos a través de un proceso de extracción con solvente, y después entre ellos, por medio de diversos esquemas de separación. En procesos ulteriores se ajusta la proporción relativa de los aromáticos a la demanda del mercado, por ejemplo, convirtiendo tolueno en benceno por hidrodealquilación, o bien en la isomerización de xilenos, para aumentar la producción de orto-xileno.

131

Otro proceso fundamental es la desproporcionalización de los aromáticos pesados para incrementar la producción de benceno, tolueno y xilenos. Una vez separados los aromáticos, se inicia la cadena petroquímica de cada uno de ellos. El benceno es la base de producción de ciclohexano y de la industria del nylon, así como del cumeno para la producción industrial de acetona y fenol; el tolueno participa de una forma importante en la industria de los solventes, explosivos y en la elaboración de poliuretanos. Los xilenos son el inicio de diversas cadenas petroquímicas, principalmente la de las fibras sintéticas.

Procesos de la Industria del petróleo basados en la separación física de componentes aprovechando diversos principios como los siguientes: Proceso

Agente

Destilación

Adición/remoción

Absorción

Ejemplos de aplicaciones de Separación del petróleo crudo en sus

calor

destilados.

Solvente

Eliminación de CO2 y H2S hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Adsorción

Absorbente

Separación

parafinas

normales

isoparafinas. Cristalización Remoción de calor

Eliminación de parafinas en el proceso de producción de lubricantes.

Filtración

Material filtrante

Remoción de sólidos en corrientes de carga y en productos refinados.

Agotamiento

Gas de arrastre

Recuperación

hidrocarburos

catalizador recirculado en plantas FCC. Permeación

Membranas

Recuperación de hidrógeno de corrientes gaseosas.

Ciclones

Fuerza inercial

Remoción de finos de catalizador en el proceso FCC.

132

Derivados del Petróleo: 1. Los gases licuados Butano y Propano: Se verifica que su composición y su volatilidad sean correctas a través de los dos criterios básicos: ensayo de evaporación (que mide el residuo fondo de botella) y tensión de vapor (que mide la presión relativa en el recipiente a la temperatura límite de utilización 50°C). Se usa como gas licuado para cocinar, combustión interna, calentadores, mecheros de laboratorios y lámparas de gas.

El análisis completo de un producto petrolífero ligero se hace por cromatografía en fase gaseosa, los diversos hidrocarburos, arrastrados sucesivamente por una corriente de gas portador, son detectados e identificados a la salida del aparato, y registrado su volumen relativo.

2. Las Gasolinas: Sometidas a una garantía de utilización particularmente severa tanto como carburante como disolvente, debe, primeramente, estar compuesta por hidrocarburos de volatilidad correcta, lo que se verifica por medio de un test de destilación en alambique automático. Su comportamiento en un motor viene cifrado en laboratorio por diversos índices de octano que miden la resistencia de detonación y al autoencendido. La gasolina es de naturaleza incolora, pero el aspecto amarillo, rojo o azul de un carburante, conseguido por adición de un colorante artificial, facilita el control de los fraudes.

Regular: Se usa en motores de combustión interna de baja compresión,

motores de lanchas, podadoras de césped y motores pequeños.

b. Súper: Motores de combustión interna de mediana y alta compresión tales como automóviles de pasajeros y camiones pequeños.

133

3. Queroseno (kerosene): Producto básico de la industria petrolífera desde hace cien años. A fin de limitar los riesgos inherentes a la manipulación de un producto fácilmente inflamable, su volatilidad está limitada por un contenido en gasolina que se mantiene inferior al 10%, verificado en el test de destilación, mientras que otro aparato mide el punto de encendido, que es la temperatura a la cual un producto petrolífero calentado suavemente comienza a desprender suficientes vapores como para provocar su inflamación súbita al contacto con una llamita. Un petróleo bien depurado debe poder arder durante largas horas sin humear y sin desprender carbonilla, lo que se verifica empíricamente por medio de lámparas normalizadas.

En el caso de los carburorreactores, se mide además su resistencia a la corrosión, a la congelación y a la formación de emulsiones acuosas, así como su estabilidad térmica: este último test se realiza en el "fuel coker", aparato que reproduce en el laboratorio las condiciones de alimentación y de precalentamiento sufridas por el queroseno en los motores de reacción.

El aceite para lámparas representa aún hoy en día una cierta solución para el alumbrado. Se usa como combustible de aviones a reacción, aviones de pasajeros, helicópteros de turbina, como combustible para estufas (cocina rural), refrigeradoras, y la calefacción o las incubadoras.

4. Diesel Liviano: Este tipo de productos, intermedios entre los ligeros y los pesados, representa en Europa un importante porcentaje de los destinos del petróleo. El motor diesel es bastante menos exigente acerca de la calidad de su carburante que el motor de gasolina; sin embargo, es importante garantizar una gas-oil bien destilado: ni demasiado ligero e inflamable (ensayo de destilación y de punto de encendido), ni demasiado pesado (medida de la viscosidad y de la temperatura de congelación). Un ensayo en un motor especial normalizado verifica

134

por último la predisposición del producto a inflamarse espontáneamente (índice de cetano). Utilizado en motores de combustión interna, autos de pasajeros, equipo pesado, calderas y quemadores industriales.

5. Diesel Marino: En motores de combustión interna marítimos y en turbinas de gas para generación eléctrica. También es usado en calderas de barcos industriales.

6. Combustóleo (Fuel Oil o Bunker C): Uso industrial de combustible para calderas para generar vapor o energía eléctrica por ejemplo: plantas termoeléctricas de energía (como las del I.R.H.E., en su tiempo, en Bahía Las Minas), también es usado para motores de propulsión marinos. El control de sus características afecta principalmente a:

· La viscosidad, que se determina midiendo, a la temperatura de utilización, en el tiempo de flujo de una determinada cantidad de aceite a través de un orificio calibrado, verificando así que el producto podrá ser bombeado fácilmente.

· La potencia calorífica, se evalúa en el calorímetro mediante la combustión en oxígeno de una cantidad pequeña de fuel-oil situada en una bomba metálica:

· El contenido del azufre, que se obtiene igualmente con una bomba de oxígeno midiendo la cantidad de anhídrido sulfuroso producido:

· El punto de encendido:

135

· El contenido de agua y sedimentos.

7. Asfalto: Hasta hace poco, especialidad de algunas refinerías que los extraían de petróleos brutos particulares. Son productos de gran consumo exigidos en tonelaje creciente para la construcción de carreteras, autopistas, reparación de calles y caminos, para uniones de inmuebles, construcción de muros, para techo e impermeabilización, para la industria eléctrica, etc. Son objeto de ensayo de viscosidad, de penetración, de reblandecimiento y de ductibilidad (alargamiento). El mercado de naves en tránsito por el Canal requiere también distintos grados de mezclas de los dos combustibles: Diesel Marino y Bunker conocidos también como IFO’S o Intermedios.

Promedio del rendimiento de un barril de crudo

Productos Livianos (denominados así por su menor densidad y su alta volatilidad)

Gas licuado (lpg)

1%Y3%

Gasolinas

21 %

Diesel

22 %

Queroseno

(kerosene) Productos Pesados

Diesel marino

Combustóleo o bunker

40 %

Además de los anteriores, podemos mencionar: Los lubricantes (aceites de engrase): Extremadamente diversos según su destino, estos productos nobles de refino sufren primero los controles clásicos de inflamabilidad (punto de encendido) y de fluidez (viscosidad, punto de derrame), pero importa por encima de todo probarlos en las condiciones reales o simuladas

136

de su utilización futura. Su estabilidad al calor y la oxidación, por ejemplo verifica 200ºC haciéndolo barbotear en corriente de aire durante doce horas: la viscosidad de un aceite mineral bien refinado es aproximadamente doblada a la salida de este tratamiento, mientras que la de una vegetal será dividida en dos.

Las parafinas (ceras de petróleo): La característica capital de estos derivados sólidos a temperatura normal, en su punto de fusión, que debe ser suficiente elevado para evitar el reblandecimiento de las bujías y el pegado intempestivo de los embalajes parafinados: se mide en el laboratorio anotando la palidez al enfriarse la parafina fundida que corresponde a los primeros síntomas de la solidificación.

E. Usos de los derivados del petróleo Como se mencionó anteriormente el petróleo fue conocido en la antigüedad, pero hace relativamente poco tiempo que se lo industrializa, transformándolo en muchísimos productos útiles. Antiguamente, luego de extraer el queroseno de este mineral, el resto se desechaba.

A principios del pasado siglo del petróleo crudo sólo se extraía gasolina, queroseno y aceite negro. Hoy día, el petróleo es destilado, separándose así primero la nafta o gasolina, luego el kerosene y, por último, el gas-oil.

El petróleo o aceite mineral es una sustancia compuesta por muchas clases de hidrocarburos. Por medio del proceso conocido con el nombre de destilación fraccionada, son separados unos de otros estos hidrocarburos y se utilizan para una diversidad de propósitos. La destilación fraccionada se basa en el hecho de que cada uno de los componentes posee una temperatura de ebullición determinada, alcanzada la cual se transforma en vapor, separándose de los

137

demás; a continuación la sustancia vaporizada se convierte en líquida por enfriamiento. Pues bien, por destilación fraccionada se obtienen entre otros los siguientes productos: gases, éter de petróleo, gasolina, kerosene, gas-oil, aceite combustible, aceites lubricantes, vaselina y parafina. Como residuo de la destilación quedan el alquitrán o pez y el coque.

Como el más valioso de todos los componentes del aceite mineral es la gasolina, y como la proporción de ésta en el petróleo es baja, se han ideado procedimientos especiales para aumentar la cantidad de gasolina a partir de un volumen determinado de petróleo. Esto se logra mediante lo que se conoce con el nombre de craqueo, palabra que deriva de la inglesa "cracking", y que significa ruptura. Y efectivamente, mediante elevadas presiones y temperaturas se logra romper las moléculas de los productos más pesados y transformarlos en gasolina. También se puede obtener gasolina mediante la polimerización o condensación de los productos más ligeros, operación que consiste en unir moléculas simples para formar otras más complejas.

La nafta, según su calidad, se usa como combustible para automóviles o aviones, el queroseno (destila aproximadamente entre 150 y 300 oC), para el alumbrado, la calefacción y la fabricación de insecticidas. El gas-oil es un carburante utilizado en motores diesel. El fuel-oil, residuo que no se destilaba, es el combustible ideal para hornos y calderas, ya que no deja cenizas y genera mucho calor. Esto no termina allí, estos subproductos sirven de primera materia para elaborar otros de mucha utilidad. Los aceites que se usan para lubricar los motores de los automóviles y de los aviones, provienen de la destilación del fuel-oil, así como la parafina empleada en fabricar bujías e impermeabilizar papel; y la vaselina (de consistencia pastosa, de color blanco o amarillento) que se usa en la preparación de pomadas y cosméticos.

138

El asfalto es la parte más pesada del fuel-oil, que es el resto del petróleo que no destila. El asfalto es denso y viscoso, de color negruzco, a menudo lo vemos empleado, mezclado con arena, para pavimentar caminos, también es utilizado como revestimiento de muros.

El alquitrán, obtenido por destilación seca, es un líquido viscoso y oscuro, de olor fuerte y desagradable. Durante mucho tiempo fue considerado como un desecho engorroso y maloliente. Pero luego de estudios químicos se descubrió que era una mezcla de numerosos compuestos llamados hidrocarburos aromáticos, sustancias que bajo la acción del calor se gasifican y se separan. Del alquitrán proviene el benceno, el tolueno, el xileno, el naftaleno (naftalina) y el antraceno. El benceno es un líquido incoloro de olor característico que disuelve muy bien las grasas y otras sustancias, por lo que se lo usa mucho como quitamanchas y en la fabricación de barnices como disolvente de las resinas. Pero lo que más llama la atención es que este líquido incoloro ha dado origen a dos de las industrias más importantes del mundo: la de los colorantes y la de los perfumes artificiales. Antiguamente, las sustancias tintóreas eran escasas y caras, y se extraían, casi en su totalidad, de productos animales y vegetales. Tan sólo los ricos y los nobles podían usar vestimentas teñidas con algunas de ellas. A partir del descubrimiento del benceno se lograron centenares de colorantes nuevos que, con sus matices brillantes y delicados, embellecen nuestras vestimentas, las telas que tapizan nuestros muebles, los tejidos de nuestros cortinados y los innumerables artículos de material plástico que adornan nuestros hogares.

Por el milagro de la química, con el derivado del alquitrán se obtienen sustancias que imitan el aroma de las flores y las plantas silvestres, tales como las esencias utilizadas en repostería y en la fabricación de perfumes para tocador y jabones. Además del alquitrán también se obtienen la aspirina, que calma el dolor y ahuyenta la fiebre; la cafeína, que estimula el corazón; las sulfas, que tantas vidas

139

salvan, y el T.N.T. o trinitrotolueno, poderoso explosivo. Pero las bondades del alquitrán no terminan allí, ya que de él se obtienen más de doscientas sustancias útiles al hombre.

El aguarrás mineral es otro subproducto del petróleo y se usa mucho en la industria de barnices y pinturas. No debe confundirse éste con el aguarrás vegetal o esencia de trementina, que se extrae del pino.

F. Fuentes alternas del petróleo (sustitutos) Nadie sabe cuanto petróleo hay en el mundo. El doctor Arrhenius, famoso científico sueco, en cierta ocasión manifestó que el consumo mundial de petróleo estaba aumentando tan rápidamente, que para 1940 la humanidad ya habría consumido todos sus recursos. Obviamente, su aseveración fue un tanto exagerada, ya que desde su predicción se han descubierto nuevos campos. Todos los años se descubren nuevos pozos, pero también todos los años consumimos enormes cantidades en distintas aplicaciones. Aún así, pasarán muchas generaciones por la Tierra antes de que hayamos consumido en su totalidad el petróleo que hay en el subsuelo del planeta.

El carbón que hay en el mundo es mucho más abundante que el petróleo, por tanto allí tenemos una esperanza para cuando ya se hayan agotado las reservas de petróleo. Probablemente se incremente el uso del "petróleo sintético" que es extraído del carbón. Esta transformación se logra mediante el proceso conocido como hidrogenación catalítica, y se realiza haciendo pasar hidrógeno gaseoso, a presión y temperatura determinada, por carbón en presencia de un catalizador. Durante la Segunda Guerra Mundial, Alemania se vio obligada a recurrir a este procedimiento, por carecer de petróleo natural.

140

Otra posible fuente de aceite mineral son los depósitos de esquisto bituminoso. El esquisto es una arcilla que está convirtiéndose lentamente en roca, y el esquisto bituminoso contiene betún. Éste, a su vez, contiene una cantidad considerable de petróleo que puede obtenerse destilando el esquisto. De cada mil kilogramos de esquisto se pueden obtener de 113 a 189 litros de petróleo crudo.

El alcohol es un sustituto del combustible. Pero la reserva de energía más abundante que tiene hoy el hombre es la de origen atómico, que puede considerarse inagotable. De forma que aunque el petróleo se agote, siempre será posible adaptar al consumo de la energía atómica todos los mecanismos que hoy requieren petróleo y sus derivados como fuente energética.

Los países necesitan del petróleo que mueve sus industrias y hace marchar sus vehículos. Por esto las naciones que poseen yacimientos de petróleo en abundancia pueden ser consideradas naciones ricas.

El petróleo es la fuente de energía más importante en la actualidad. El agotamiento progresivo de campos de petróleo tendrá por contrapartida la rentabilización de la explotación de otras fuentes naturales:

Las arenas bituminosas, cuyos yacimientos canadienses representan por sí

solos 100 GTm de aceite recuperable.

Los esquistos bituminosos, de los que se podrían sacar 1000 GTm de

productos petrolíferos.

141

Las reservas de carbón y de lignito, que representan al menos 5000 GTm de

petróleo sintetizable por hidrogenación, durante veinte siglos según el consumo actual.

Aún así, no hay que olvidar que existen inmensas zonas sedimentarias, en el Ártico, Alaska, Canadá, Groenlandia, Siberia y sus archipiélagos, que han sido poco explotadas.

En cuanto a las posibles fuentes alternas de energía, la participación mundial del petróleo en los diversos sectores se dirige, principalmente, hacia el transporte, industrial, comercial/residencial, y el sector eléctrico; observándose durante esta última década una tendencia importante a sustituirlo por carbón y gas natural para la generación de electricidad. Debido a que el petróleo es una fuente abundante y confiable, y a que su dominio de aplicación en los sectores indicados es bastante elevado, existe un notorio interés en desarrollar nuevas tecnologías que permitan la incorporación de otras fuentes de energía capaces de competir con él.

El flujo de energía solar hacia la tierra es casi 20 mil veces el consumo energético humano actual. De esta energía, el 30% aproximadamente se refleja y un 50% se convierte en calor y es irradiada. La mayor parte de la energía restante es absorbida por el ciclo hidrológico del planeta. La utilización de estos recursos renovables es altamente favorable; sin embargo, durante los ochenta y los noventa

logrado

poco progreso

cuanto

a su aplicación y

aprovechamiento industrial. Las energías alternas más relevantes y en curso de desarrollo tecnológico son: la energía eólica, que utiliza el viento; las energías fotovoltaica y térmica, que utilizan la energía solar; la geotermia, que aprovecha el calor extraído del subsuelo por el bombeo de aguas subterráneas alcanzadas con la perforación y fracturación de acuíferos; la energía obtenida de celdas de combustibles, la cual produce energía eléctrica a partir de la energía química en

142

forma más eficiente y menos contaminante; la biomasa; la hidroelectricidad y la energía nuclear.

La energía de la biomasa hasta los momentos ha servido para atender necesidades de ciudades de menos de 10 mil personas. La geotermia depende de la existencia de altas temperaturas en el subsuelo, que no siempre están disponibles. La energía eólica está sujeta a los caprichos del aire, lo que la limita bastante a pesar de su desarrollo. Finalmente, las otras energías tienen limitaciones que les impiden penetrar el mercado energético liderado por el petróleo.

La contribución de las energías alternas dentro del panorama energético mundial representará, según nuestras estimaciones, aproximadamente el 15% del uso de la energía primaria mundial. Por lo tanto, su impacto sobre el mercado energético para sustituir al petróleo será bajo y sin efecto apreciable hasta el año 2030 o más.

Las energías alternas: solar, biomasa, geotérmica, eólica, hidroelectricidad y nuclear podrán encontrar nichos del mercado energético, pero sin competir ni afectar apreciablemente la energía y los combustibles obtenidos del petróleo. Otro factor muy importante es el costo de la generación de la electricidad con dichas tecnologías. E l costo de generación de energías alternas en la actualidad no compite con la producida por el petróleo. Los esfuerzos mundiales que se realizan para reducir el costo y aumentar la eficiencia en estas tecnologías, permitirán aumentar su competitividad con el petróleo más allá del año 2030.

Por otra parte, el esfuerzo tecnológico y las grandes inversiones que se realizan en EE.UU. y Japón para reducir el tamaño de las celdas de combustibles, con el

143

fin de utilizarlas en los vehículos eléctricos, conducirán, en un plazo mayor a 15 años, a disminuir parcialmente el consumo de combustibles. Sin embargo, se estima que el impacto sobre la industria petrolera será bajo, aun si dichas celdas se aplican al sector eléctrico o automovilístico. Por los momentos, un obstáculo importante en la comercialización de dichos vehículos es su alto precio de venta.

Es el caso del EV-1, de la General Motors, comercializado en California a un costo de 30,000 dólares/unidad.

El nuevo combustible: Orimulsión es fósil elaborado a partir de un bitumen natural. Ha sido ampliamente probado a escala comercial y representa una nueva alternativa para las plantas de energía eléctricas y otros usos industriales. Este combustible, una mezcla de 70% de bitumen natural suspendida en 30% de agua, se obtiene mediante la aplicación de la tecnología de Emulsión, en respuesta a las necesidades de explotación de la Faja del Orinoco, en Venezuela. Los inicios de dicho combustible se remontan a las investigaciones iniciadas en 1986, conjuntamente por dos empresas dedicadas a la industria del petróleo, destinadas a desarrollar una tecnología que facilitara el transporte de los crudos pesados presentes en la Faja, hasta una planta mejoradora ubicada a más de 100 kilómetros de distancia. La utilización de hidrocarburos pesados como combustible parecía atractiva, así que se sugirió quemar el bitumen como una emulsión. La idea generó un conjunto de nuevos requerimientos: el flujo debería durar un año o más, soportar el manejo por bombas y oleoductos, quemarse como combustible líquido convencional y no contener contaminantes. Se llevaron a cabo ensayos exploratorios en Japón y Estados Unidos, con resultados muy prometedores en términos de combustión.

144

Los adelantos se combinaron para producir sistemáticamente alternativas mejoradas de Orimulsión hasta consolidar su actual manufactura. Ello permitió diseñar una estrategia destinada a introducir el bitumen emulsionado como un nuevo combustible alternativo para el sector eléctrico. Orimulsión ha sido utilizada con gran éxito en plantas eléctricas en Canadá, Reino Unido, Japón, Dinamarca, China y Lituania, y su crecimiento se basa en que es un combustible ambientalmente limpio, con un alto poder calórico, precios competitivos y estables, que cuenta con el apoyo técnico suministrado por la empresa y respaldo gerencial para lograr las soluciones integrales asociadas a la utilización de Orimulsión.

Desde 1991, más de 15 millones de toneladas de Orimulsión han sido movilizadas en diversos tipos de tanqueros, con destino a Estados Unidos, Canadá, Dinamarca, Reino Unido, Italia, Lituania, Japón y China, comprobándose que Orimulsión mantiene sus propiedades no obstante la longitud de los viajes y las condiciones atmosféricas extremas.

G. Distribución Se agrupan bajo este vocablo las operaciones finales, pero no las más delicadas, de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de las refinerías, almacenarlos en depósitos y puntos de venta y por último expenderlos a los clientes gracias a una red de comercialización que cubra el conjunto del territorio.

Ciertos clientes importantes pueden ser servidos directamente de las refinerías. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por oleoducto o por cisternas, pero, por regla general, la distribución exige un despliegue de medios múltiple en función de la infinita variedad de necesidades de los clientes, y no sólo por los productos en sí mismos, sino también por los servicios accesorios

145

a la venta. En estas condiciones, las inversiones y gastos operacionales de distribución son mucho más elevados que los de una refinería, que cubre, como lo hace:

· Los oleoductos de productos; · Los barcos de cabotaje de alta mar; · Los transportes fluviales (canoas, chalanas, remolcadores); · Los depósitos de almacenamiento; · Los vagones-cisterna; · Los camiones-cisterna, grandes transportes de 35 Tm o pequeños distribuidores de fuel doméstico; · Las estaciones de servicios, de las que las más modernas son verdaderos centros comerciales donde el automovilista encuentra todo lo que le hace falta para su coche y la distracción contra la monotonía de la autopista; · El avituallamiento de las aeronaves (150 Tm de carburorreactor para un Boeing "747") por medio de camiones especializados y una red de canalizaciones subterráneas; · El suministro a los navíos en todos los puertos por barco cisterna o por conducciones en el muelle unidas al depósito de fuel-oil; · El llenado de botellas de gas licuado (butano o propano).

146

9. CONCLUSIONES

Al hacer un proyecto didáctico e informativo a la vez tiene más acogida entre las personas y más aún si estamos hablando de una página web en internet, las personas ya se han acostumbrado a buscar por internet y hacer los trabajos en internet, a raíz de esta situación se espera que este proyecto tenga acogida en los jóvenes que estudian Producción de Petróleo y facilidades de superficie y todos aquellos que quieran aprender, investigar e informarse acerca del tema.

147

10. CIBERGRAFIA -

http://www.petroblogger.com/

http://www.elpetroleodesdeunprincipio.es.tl/

http://www.youtube.com/watch?v=Td6pmme4XBI&feature=player_embedded

http://www.youtube.com/watch?v=Nd-UrRPB9Ik

http://www.youtube.com/watch?v=OI5deYTmDIw

148

11. ANEXOS

1. As铆 es el inicio de la Pagina Web para el aprendizaje b谩sico de producci贸n de petr贸leo y facilidades de superficie.

149

2. Este es el Ăndice que esta ubicado al lado izquierdo de la pagina, en el cual podemos encontrar los temas que posee esta Pagina web.

3. Si damos clic en alguno de estos temas, al instante nos envĂa hacia el contenido del tema seleccionado.

150

151