Ingeniero Petrolero
Páginas: 25 (6178 palabras)
Publicado: 28 de octubre de 2013
ESTABILIACION DE ACEITE CRUDO Y CONDENSADOS (Ward Rosen- Manual P-12)
La cantidad de aceites ligeros en el crudo o en el condensado dependerá de la presión en la cabeza del pozo y la relación gas aceite (GOR) de la corriente. Aceites de pozos de alta presión con alto GOR tienen altas concentraciones de productos ligeros. Los condensados de pozos de gas tienen alta concentración de ligeros.Los procesos para remover productos ligeros del crudo o condensado se llaman estabilización. La estabilización es el proceso para remover hidrocarburos con alta presión de vapor de los líquidos de los pozos, tal que el líquido remanente tiene una RVP menor que el límite especificado. Un aceite con una presión de vapor abajo de 12 a 13 psi, es considerado estable y con una alta RVP es instable. Losaceites producidos de pozos de baja presión o de pozos con unidades de bombeo, tienen muy bajas concentraciones de ligeros, los cuales se remueven en separadores en la cabeza del pozo o con unidades de tratamiento y no requieren instalaciones especiales de estabilización.
La presión de vapor se obtiene leyendo un medidor de presión en un separador que contienen gas e hidrocarburos líquidos. Lapresión de vapor es una presión absoluta.
Presión absoluta = presión del medidor + 14.7
El movimiento molecular de los hidrocarburos con 8 o más átomos de carbono es bajo tal que ejercen poca presión dentro del separador. La presión de vapor del crudo es un medio de determinar si o no los hidrocarburos en el crudo vaporizarán en un tanque atmosférico.
Sabemos que el agua no ebulle apresión atmosférica y a temperatura normal. Sin embargo, cuando este es calentada a 100 ºC este ebulle. La razón que ebulle es que su presión de vapor a 100ºC es la presión atmosférica. Cualquier líquido en un recipiente abierto ebullirá cuando sea calentado a un punto que su presión de vapor es la presión atmosférica.
La presión de vapor del líquido que entra a un tanque atmosférico debe ser losuficientemente abajo que no ocurra la ebullición si este es calentado durante el almacenamiento o embarcado para su destino final.
La intención de la prueba de RVP fue para proveer un medio para determinar si o no el petróleo almacenado en un tanque atmosférico ebulliría si su temperatura se eleva a 38 ºC (100 ºF), que es la temperatura esperada en el mes de verano.
Cuando la RVP fuedesarrollada, se entendió que sería una medición cuidadosa de la presión de vapor verdadera. Sin embargo, el procedimiento para correr una prueba RVP incluye dos exposiciones de los líquidos al ambiente: el primero cuando la muestra es cachada en un contenedor, y el segundo cuando este es transferido del contenedor al aparato de prueba. Durante esta transferencia, alguno de los hidrocarburos ligeros enel aceite vaporizarán y por lo tanto leerá la más baja presión de vapor, por ejemplo 0.1% de metano en el petróleo contribuirá a aproximadamente 5 psi de presión de vapor en la mezcla.
La mayoría de los crudos tienen una especificación de RVP de 10 a 12 psi, lo cual corresponde a una presión de vapor verdadera de 13.7 y 17.6 psi a 100 ºF.
La diferencia entre la RVP y la verdadera puedevariar tanto como 50% para determinados crudos. La presión de vapor verdadera de los productos de las torres de fraccionamiento es aproximadamente 10% mayor que la RVP, mientras que para el crudo es de 25 a 50% mayor.
Estabilización con reducción de presión:
La presión del flujo en la cabeza de pozo es reducida por un estrangulador (choke) a la presión del separador (p.e. 100 psi),aproximadamente 2.5% de gasolina vaporiza y sale en la corriente del gas a ventas. La cantidad de gasolina que se vaporiza puede ser disminuida al agregar un paso adicional de separación (separadores de alta y baja presión). El efecto neto de agregar un segundo separador es incrementar la producción de aceite en 0.6% y bajar el tamaño del compresor hasta un 80% (de 100% a 20%). El compresor más pequeño usa...
La cantidad de aceites ligeros en el crudo o en el condensado dependerá de la presión en la cabeza del pozo y la relación gas aceite (GOR) de la corriente. Aceites de pozos de alta presión con alto GOR tienen altas concentraciones de productos ligeros. Los condensados de pozos de gas tienen alta concentración de ligeros.Los procesos para remover productos ligeros del crudo o condensado se llaman estabilización. La estabilización es el proceso para remover hidrocarburos con alta presión de vapor de los líquidos de los pozos, tal que el líquido remanente tiene una RVP menor que el límite especificado. Un aceite con una presión de vapor abajo de 12 a 13 psi, es considerado estable y con una alta RVP es instable. Losaceites producidos de pozos de baja presión o de pozos con unidades de bombeo, tienen muy bajas concentraciones de ligeros, los cuales se remueven en separadores en la cabeza del pozo o con unidades de tratamiento y no requieren instalaciones especiales de estabilización.
La presión de vapor se obtiene leyendo un medidor de presión en un separador que contienen gas e hidrocarburos líquidos. Lapresión de vapor es una presión absoluta.
Presión absoluta = presión del medidor + 14.7
El movimiento molecular de los hidrocarburos con 8 o más átomos de carbono es bajo tal que ejercen poca presión dentro del separador. La presión de vapor del crudo es un medio de determinar si o no los hidrocarburos en el crudo vaporizarán en un tanque atmosférico.
Sabemos que el agua no ebulle apresión atmosférica y a temperatura normal. Sin embargo, cuando este es calentada a 100 ºC este ebulle. La razón que ebulle es que su presión de vapor a 100ºC es la presión atmosférica. Cualquier líquido en un recipiente abierto ebullirá cuando sea calentado a un punto que su presión de vapor es la presión atmosférica.
La presión de vapor del líquido que entra a un tanque atmosférico debe ser losuficientemente abajo que no ocurra la ebullición si este es calentado durante el almacenamiento o embarcado para su destino final.
La intención de la prueba de RVP fue para proveer un medio para determinar si o no el petróleo almacenado en un tanque atmosférico ebulliría si su temperatura se eleva a 38 ºC (100 ºF), que es la temperatura esperada en el mes de verano.
Cuando la RVP fuedesarrollada, se entendió que sería una medición cuidadosa de la presión de vapor verdadera. Sin embargo, el procedimiento para correr una prueba RVP incluye dos exposiciones de los líquidos al ambiente: el primero cuando la muestra es cachada en un contenedor, y el segundo cuando este es transferido del contenedor al aparato de prueba. Durante esta transferencia, alguno de los hidrocarburos ligeros enel aceite vaporizarán y por lo tanto leerá la más baja presión de vapor, por ejemplo 0.1% de metano en el petróleo contribuirá a aproximadamente 5 psi de presión de vapor en la mezcla.
La mayoría de los crudos tienen una especificación de RVP de 10 a 12 psi, lo cual corresponde a una presión de vapor verdadera de 13.7 y 17.6 psi a 100 ºF.
La diferencia entre la RVP y la verdadera puedevariar tanto como 50% para determinados crudos. La presión de vapor verdadera de los productos de las torres de fraccionamiento es aproximadamente 10% mayor que la RVP, mientras que para el crudo es de 25 a 50% mayor.
Estabilización con reducción de presión:
La presión del flujo en la cabeza de pozo es reducida por un estrangulador (choke) a la presión del separador (p.e. 100 psi),aproximadamente 2.5% de gasolina vaporiza y sale en la corriente del gas a ventas. La cantidad de gasolina que se vaporiza puede ser disminuida al agregar un paso adicional de separación (separadores de alta y baja presión). El efecto neto de agregar un segundo separador es incrementar la producción de aceite en 0.6% y bajar el tamaño del compresor hasta un 80% (de 100% a 20%). El compresor más pequeño usa...
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