Simulacion

Se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la serie parafinita de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano, butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno (ácido sulfídrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.

El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en yacimientos de petróleo y de condensados (porciones volátiles de petróleo). En Venezuela, los yacimientos de gas libre son de reciente utilización. Tradicionalmente el gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo. (Martínez. 2009).

Clasificación del gas natural

El gas natural se clasifica en:

Gas dulce

Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrógeno (H2S), menores a 4ppm, v. la GPSA define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que contiene menos de 4 ppm, y de H2S; menos del 3,0% de CO2 y 6 a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (pcn).

Gas agrio o ácido

Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos (COS, CS2, mercaptanos, etc.,) razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.

Gas rico (húmedo)

Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos, C3+ de, aproximadamente, 3,0 GPM (galones por 1.000 pies cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas.

Gas pobre (seco)

Es un gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo en ingles “wet gas”, al que contiene vapor de agua y “gas seco” (ingles “dry gas”), al que no contiene vapor de agua. El ingeniero debe tener presente los problemas de semántica que, por lo general, se observan en estos casos. Martínez (2009).

Separación

Es un proceso que permite aislar los diversos componentes (crudo, agua y gas), con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo y gas). Martínez (2009).

Separador

Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas. Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua.

Estaciones de flujo

El concepto moderno de una estación de flujo, es una estructura de mediana complejidad y se refiere al conjunto de equipos interrelacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados a su vecindad.

Las principales secciones de una estación de flujo son los múltiples de producción, separadores de media y producción, depuradores de gas, tanques y bombas. El funcionamiento de una estación de flujo es: el líquido (agua y petróleo) y gas asociado, provenientes de los pozos llega a la estación de flujo a un cabezal (múltiple) o cañón de producción general y luego va a los separadores generales donde ocurre la separación gas-líquido. El gas sale por el tope de los separadores y va al depurador (si existe) donde deja los residuos de crudo que pudieron haber quedado luego de la separación. El gas limpio es llevado por las tuberías de recolección a las plantas de recolección o miniplantas. El líquido sale de los separadores y va a los tanques de recolección, desde donde es succionado y enviado por las bombas a los patios de tanques en tierra, a través del sistema de recolección de crudo, la inyección de química antiespumante (mezcla de Silicona y Gasoil) en el cabezal de producción o en los separadores, con el propósito de minimizar la formación de espuma, la cual afecta al proceso de separación crudo-gas y crea problemas de alto nivel en los tanques de recolección e ineficiencia en las bombas de las estaciones.

Como medida conservacionista, existe en las estaciones de flujo, sumideros, cuya función es recolectar los residuos de crudo, aceite y agua de los equipos instalados en la estación, a fin d evitar que estos caigan al Lago y produzcan contaminación. Bradley (1989).

Sistemas principales de una estación de flujo

Los principales sistemas que conforman una estación de flujo son: múltiples de recolección, separadores de producción, separadores de prueba, sistemas de tanques de compensación, depuradores de gas, sistemas de bombeo, sistemas de auxiliar. Bradley (1989).

Múltiples de recolección

Es un conjunto de válvulas y componentes de tuberías donde convergen las líneas de flujo provenientes de los pozos, cuya función es recibir el flujo multifásico que viene de los mismos.

Estos múltiples están formados por dos o tres tubos, los cuales conforman el múltiple de alta presión, múltiple de baja presión y múltiple de prueba instalados en forma horizontal, paralelos uno respecto al otro y conectados a la línea de flujo proveniente del pozo. En el punto de convergencia de la línea de flujo con el múltiple se encuentra instalada una válvula para tomar muestras de crudo, una válvula de retención (check) para evitar el retorno del fluido en caso de una línea de flujo rota y válvulas de compuerta, de bola o tapón, las cuales permiten manipular el paso del fluido. Bradley (1989).

Separadores de producción

En este sistema se lleva a cabo una de las funciones principales de una estación de flujo, la cual consiste en separar del crudo la fase gaseosa de la fase líquida, utilizando para ello, recipientes cilíndricos que reciben el nombre de “separadores de producción”.

Dependiendo de las presiones de los pozos asociados a cada estación de flujo, se pueden tener dos etapas de separación, donde la fase líquida proveniente del sistema de alta será descargado del sistema de baja será descargado hacia los tanques de compensación. Bradley (1989).

Separadores de prueba

Este sistema tiene funciones muy parecidas al sistema de separadores de producción, con la diferencia de que este es usado por un solo pozo a la vez, es decir por el pozo sometido a prueba (medida), su función principal es cuantificar la producción tanto de crudo como de gas entregado por cada pozo asociado a la estación de flujo.

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