T E S I S

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS
TÍTULO
“PROPUESTA DE APLICACIÓN DE UN
SISTEMA DE MEJORAMIENTO DE FLUJO
MEDIANTE CALENTADORES DE ACEITE
PESADO Y EXTRAPESADO EN EL CTAV FOBOS”
T
E
S
I
S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO
P R E S
PETROLERO
E
N T A:
TRACY MELODY TRINIDAD ECHEVERRIA
DIRECTOR DE TESIS:
ING. JAVIER BALLINAS NAVARRO
POZA RICA, VERACRUZ
A 13 DE MARZO DE 2014.
Agradecimientos y dedicatorias.
A mis Padres:
Les agradezco por su amor y apoyo incondicional en las decisiones de mi vida.
A mi esposo:
Le estoy agradecida por su aliento, ánimo y creer más en mí que yo misma.
A mis hijos:
Les agradezco por acompañarme con fé, ayuda, confianza y entusiasmo
atravesar por esta nueva carrera universitaria con gran gozo.
a
A mi director de Tesis y Maestro Ing. Javier Ballinas Navarro le agradezco
enormemente porque con su ejemplo me inspira a ser una profesional en el ámbito
petrolero con sus ponencias, clases, experiencia laboral y espíritu de aprendizaje
continuo.
Agradezco también a la los integrantes de la Compañía N-Line Tools de México y
al personal operativo en CTAV Fobos de Pemex por su apoyo para realizar esta
tesis.
E infinitamente agradezco a la Universidad Veracruzana y Maestros de la carrera
de Ingeniería Petrolera por permitirme haber vivido dentro de sus aulas y en sus
vidas uno de los momentos que más he disfrutado el poder estar y ser.
Sin embargo debo ser muy clara al dedicar por completo este trabajo de Tesis y mi
carrera entera a mi Padre del cielo, a mi Señor Jesús Cristo y al Espíritu Santo, por
haberme abierto un camino diferente y mejor, un camino de dicha y de gracia con
el cual espero servir a mi patria y mis hermanos.
Índice general.
Resumen……………………………………………………………………………...……1
Capítulo 1
1.1 Introducción……………………………………………………………………………3
1.2 Planteamiento del problema……….…………………………………………………6
1.3 Justificación de la investigación..……………………………………….……………7
1.4 Objetivos de la investigación…………………………………………….…………...9
1.5 Preguntas de la investigación………………………………………………………10
1.6 Viabilidad de la investigación.…………………………….……………………...…10
1.7 Antecedentes……………………………………………….………………….…….11
1.7.1 Aceite Terciario del Golfo ATG Chicontepec……...............……………..…….11
1.7.2 Aceite pesado y extrapesado………………………………………………….….15
1.7.3 Análisis SARA……………………………………………………………………...20
1.7.4 Problemas de transporte de aceite pesado y extrapesado…………………....22
1.7.5 Calentamiento de crudo para mejorar flujo……………………………….……..24
1.7.6 Productos químicos mejoradores de flujo y viscosidad.…………………..……26
Capítulo 2
2.1 Hipótesis………………………………………………………………………………28
Capítulo 3
3.1 Diseño de la investigación…………………………………………………….…….29
3.2 Caso de estudio. Calentador eléctrico en el CTAV Fobos…………………….....30
3.2.1 Diagrama de flujo de la operación……………………………………………..…34
3.2.2 Diagrama de tubería e instrumentación DTI………………………………...…..35
3.2.3 Operación del calentador en el CTAV Fobos……………………………..…….36
3.3 Proceso de experimentación………………………………………………………..43
3.3.1 Propuesta de aplicación de un sistema de mejoramiento de flujo
mediante calentadores de aceite pesado y extrapesado en el
CTAV Fobos………………………………………………………………...………44
3.3.2 Diagrama de flujo de operación propuesto………………………………..…….45
3.3.3 Muestra………………………………………………………………….....……….46
3.3.4 Gráficas de volúmenes bombeados diariamente……………………………….51
Capítulo 4
4.1 Reporte de resultados y análisis………………………………….………………..52
Capítulo 5
5.1 Conclusiones y recomendaciones …………………………………………….…..55
Bibliografía………………………………………………………………………………..59
Nomenclatura…………………………………………………………………………….60
Anexo………………………………………………………………………………….…..62
Resumen.
CTAV Fobos es el nombre del centro de tratamiento y rebombeo de aceite viscoso
perteneciente a PEMEX Región Norte del Activo Producción de Aceite Terciario del
Golfo cuya ubicación se encuentra en el Estado de Veracruz, Municipio de Papantla
con coordenadas UTMX 672, 052.18-UTMY-2, 251, 079.44.
Este centro de rebombeo de aceite pesado y extrapesado tiene como fecha de
inicio de operación el mes de Marzo de 2012 con una producción recibida y un
volumen bombeado de 1573 bpd, 0 pozos operando, 1 pozo fluyente intermitente,
1 pozo cerrado y una presión de bombeo (contra presión) de 23kg/cm2
(Fuente: Pemex).
El aceite crudo pesado y extrapesado que es aportado en el CTAV proviene de los
campos Furbero, Presidente Alemán y Remolino
y es transportado mediante
autotanques que cargan el crudo en la Estación de Recolección y Separación
Remolino III y tanques de recolección que se encuentran en macroperas de estos
campos.
Los objetivos de este Trabajo de Tesis son: Evitar niveles críticos de llenado
presentes en CTAV Fobos durante su operación, Mejorar el flujo del crudo contenido
en los tanques uno y dos hacia la Central de Almacenamiento y Bombeo CAB Tajín,
incrementar el volumen bombeado en barriles por día del CTAV Fobos a CAB Tajín,
reducir los tiempos de espera y descarga de los autotanques de transporte de
hidrocarburos entre otros.
1
La experimentación para esta investigación consistió en aplicar un sistema de
calentamiento existente dentro de las instalaciones para descarga de autotanques
en la recirculación y calentamiento de los tres tanques de almacenamiento,
apoyando con esto la descarga de los tanques en forma más eficiente, eliminando
tiempos improductivos, asegurando el mejoramiento del flujo hacia línea de
descarga, bomba de descarga y oleogasoducto hacia CAB Tajín.
Los resultados obtenidos se traducen a incremento de volúmenes bombeados en
barriles por día en el orden de 20%, también se logró incrementar el número de
descargas de autotanques y se disminuyeron derivaciones de los mismos hacia
otros centros de descarga durante el periodo de prueba, con lo cual se hace
posteriormente una serie de conclusiones y recomendaciones para dejar
establecida esta propuesta como un modo de operación diaria
2
Capítulo 1
1.1 Introducción.
El centro de tratamiento y rebombeo de aceite viscoso CTAV Fobos recibe el aceite
aportado por los campos Furbero, Presidente Alemán y Remolino y es transportado
mediante autotanques, los cuales descargan a un cabezal principal conectado a la
succión de dos bombas de trasiego que a su vez descargan a tres tanques de
recolección general con capacidad de 560bls a una presión de 3kg/cm2.
El cabezal de descarga de los tanques de almacenamiento está conectado a dos
bombas de cavidades progresivas que envían el aceite a través de un oleoducto de
8” de diámetro a una presión de 23kg/cm2 y este se conecta al oleoducto Poza
Rica XVIII-Fobos en la trampa de diablos Fobos, para incorporarse al oleoducto de
16” de diámetro Fobos-CAB Tajín como se muestra en la figura1.
La descarga de los autotanques con aceite pesado y extrapesado se realiza también
dentro del CTAV Fobos en instalaciones con sistema de calentamiento eléctrico de
dos pasos como se muestra en la Figura 2 y es operado por controladores
automáticos desde donde se inyecta aceite caliente dentro de los autotanques a
temperaturas que oscilan los 70°C. Este aceite caliente proviene del tanque de
recolección número tres donde es circulado y calentado en forma constante,
posteriormente se inicia la descarga de los autotanques hacia los tanques de
recolección uno y dos.
El tema de investigación en este trabajo es derivado de problemas comunes durante
la operación de este centro ya que continuamente están presentes niveles críticos
de llenado en tanques de recolección, lentas descargas de tanques de recolección,
3
tiempos de paro para descargas de autotanques en forma continua, disminución del
volumen bombeado diariamente; aunado a esto las dos bombas de cavidades
progresivas conectadas al cabezal de descarga de los tanques se encuentran con
fallas en su servicio y las bombas de trasiego del cabezal de descarga de
autotanques no están funcionando así que los autotanques descargan con su
compresor.
La relevancia de este tema de investigación radica en que los datos obtenidos,
conclusiones y soluciones propuestas al final del experimento aportaran a este
centro una vía alterna para cumplir con sus propósitos y metas de operación.
El planteamiento del problema presente en el CTAV Fobos tiene la forma de
niveles críticos de llenado en forma constante en los tanques de recolección uno y
dos con una mezcla de crudo de alta viscosidad y densidad.
Los datos que fueron recolectados y analizados provienen de los datos de operación
diaria en las bitácoras de trabajo de CTAV Fobos y Compañías presentes en el área.
Estos datos nos dan lecturas de producción recibida en el centro de rebombeo,
volúmenes bombeados diariamente en barriles por día e inicio de inyección de
aceite caliente en tanques uno y dos.
Se ha encontrado en estos datos de operación que durante el experimento hubo un
incremento de volumen bombeado proveniente de este centro.
4
Figura1. Diagrama del CTAV Fobos.
Figura 2. Diagrama del centro de tratamiento y rebombeo de aceite viscoso y el
centro de tratamiento mejorador de flujo para descarga de autotanques.
5
1.2 Planteamiento del problema.
1. El centro de tratamiento de aceite viscoso CTAV Fobos presenta niveles
críticos de llenado en forma constante en los tanques de almacenamiento
uno y dos.
2. El crudo contenido en los tanques de recolección a temperatura ambiente
dificulta su descarga hacia el oleogasoducto.
3. Los tiempos de descarga de tanques son muy elevados.
4. Los autotanques pasan demasiadas horas esperando poder comenzar la
descarga de sus tanques.
Tabla 1. Capacidad de tanques en el CTAV Fobos
Tanque
Altura del
tanque
hasta
cúpula
metros
lineales
Nivel
promedio
de llenado
metros
lineales
Nivel
máximo
de llenado
metros
lineales
Nivel
mínimo
de llenado
metros
lineales
Capacidad
total
en barriles
Capacidad
total
metros
lineales
TV-01
6.75
3.3
4.5
1
560
5.3
TV-02
6.75
3.3
4.5
560
5.3
TV-03
5.5
3.3
4
1
1
420
4
La tabla 1 muestra las capacidades de los tanques de recolección del CTAV Fobos.
Uno de los problemas observados en el área son los niveles presentes en tanques
uno y dos de hasta 6 metros de altura pronosticándose un inminente derrame de
hidrocarburos.
6
La figura 3 nos presenta una vista general de los tanques de recolección.
Figura 3. Tanques verticales en el CTAV Fobos.
1.3 Justificación de la investigación.
¿Por qué es conveniente llevar acabo esta investigación?
Es conveniente por que durante la operación del CTAV Fobos se presentan
constantes paros en descarga de los autotanques y así derivado de esto existe una
reducción en el volumen bombeado hacia la CAB Tajín.
7
Otro problema que se busca resolver con esta investigación es evitar los largos
tiempos de espera que pasan los operadores de los autotanques de transporte de
hidrocarburos para comenzar a descargar sus tanques en el CTAV Fobos.
Es conveniente también resolver el problema que se le presenta al personal de
Pemex en este centro de trabajo por que constantemente buscan alternativas y
soluciones para resolver los altos niveles de llenado en tanques, siendo la
alternativa más viable y más utilizada los tiempos de paro en llenado de tanques.
Es debido realizar esta investigación para aportar a PEMEX un punto estratégico
que le apoye al logro de sus objetivos de producción en este sector 8 de ATG
aumentando la eficiencia de este CTAV y no menos importante es estudiar y
resolver este problema para que los operadores de auto tanques logren sus
objetivos de trabajo ayudándoles a resolver sus largos tiempos de espera en la
descarga de estas unidades.
También es necesario ofrecer una alternativa viable para que el personal de PEMEX
que tripula este centro pueda evitar los tiempos de paro, convirtiéndoles en tiempos
de operación.
Con este enfoque logramos visualizar de manera nítida la conveniencia de esta
investigación para PEMEX, Compañías de Servicio y sus trabajadores.
8
1.4 Objetivos de la investigación.
Con esta investigación de tipo cuantitativa se busca obtener los siguientes objetivos:
1. Evitar niveles por encima del crítico de llenado en tanques de recolección
presentes en CTAV Fobos durante su operación.
2. Mejorar el flujo del aceite contenido en los tanques uno y dos hacia la central
de almacenamiento y bombeo CAB Tajín.
3. Aumentar la densidad API de la mezcla de aceite en tanques de recolección.
4. Incrementar el volumen bombeado en barriles por día del CTAV Fobos
enviados a CAB Tajín.
5. Evitar derivación de los autotanques de transporte de hidrocarburos hacia
otras localizaciones de descarga.
6. Reducir los tiempos de espera y descarga de los autotanques de transporte
de hidrocarburos.
7. Disminuir los tiempos de paro en la operación del CTAV Fobos.
8. Alcanzar las metas de producción establecidas para el sector 8 del Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo ATG.
9
Preguntas de la investigación.
¿Podemos reducir los tiempos de paro de descargas o ir más allá y evitarlos?
¿En qué porcentaje se lograría incrementar la producción diaria en el CTAV Fobos?
¿Con qué porcentaje contribuiría CTAV para lograr los objetivos de producción de
ATG sector 8?
¿En qué proporción aumentaría el número de viajes a realizar por los operadores
de pipas?
1.6 Viabilidad de la investigación.
Es factible llevar a cabo esta investigación gracias a la participación de trabajadores
en el CTAV Fobos tanto de Pemex como de Compañías. También es viable llevarla
a cabo por los datos a disposición provenientes de bitácoras de operación y
monitoreo de variables diarios y la participación dentro del área de trabajo, con lo
cual se mantienen los recursos de información disponibles.
10
1.7 Antecedentes.
1.7.1 Aceite Terciario del Golfo ATG Chicontepec.
La antefosa de Chicontepec está ubicada geológicamente entre la porción sur de la
cuenca de Tampico–Misantla y y al Occidente de la Plataforma de Tuxpan y está
situada en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del
Golfo como se aprecia en la figura 4. Tiene una superficie aproximada de 3,800 km².
Figura 4. Ubicación de Chicontepec
Fuente imagen: http://www.aipmac.org.mx/mexico
La sedimentación del Paleoceno se compone de turbiditas de ambiente nerítico
externo a batial,
formando complejos de abanicos y canales, constituida por
areniscas lenticulares con intercalaciones de lutitas, durante este período
sucedieron varios eventos de erosión y relleno de sedimentos. En el Eoceno Medio
se observa una sedimentación arcillosa de ambiente batial. El modelo geológico
está definido como una serie de eventos de múltiples episodios de depositación de
abanicos submarinos, erosión y relleno. Se pueden destacar cuatro elementos del
sistema de depósito de abanico: canal central, canal central y lóbulos, abanico
medio y abanico distal en la mayoría de las unidades genéticas.
11
Chicontepec está conformado por Chicontepec Superior, Chicontepec Medio y
Chicontepec Inferior, perteneciendo los plays productores al Paleoceno Superior y
a el Eoceno Inferior como se aprecia en la Figura 5.
La roca generadora de estos plays proviene desde las formaciones Pimienta,
Tamán y Santiago en el sistema Jurásico, la migración de los hidrocarburos
generados en estas rocas se dio a lugar a través de rocas calizas fracturadas en
las formaciones Tamaulipas y Abra pertenecientes al sistema Cretácico.
Las vías de migración son los sistemas de fallas asociados a los efectos anteriores
y posteriores a la Orogenia Laramide y que afectan toda la columna sedimentaria,
desde el Jurásico Inferior hasta los sedimentos Terciarios, las rocas almacenadoras
se encuentran en el Terciario pertenecientes al Paleoceno y Eoceno conformadas
por areniscas lenticulares con intercalaciones de lutitas que funcionan al mismo
tiempo como trampas y por ultimo las rocas sello
están conformados por lutitas
pertenecientes al Eoceno Medio donde se observa sedimentación arcillosa de
ambiente batial de la formación Guayabal.
Figura 5. Columna geológica del área del Paleocanal de Chicontepec.
Fuente imagen: F. Cuevas 1980 (modificada 2005).
12
Por medio de los estudios petrográficos y petrofísicos se sabe que la porosidad es
predominantemente intergranular y fluctúa entre el 5% y 15%; la permeabilidad
entre 0.01 a 10 md. De los elementos de riesgo, la calidad de la roca almacén es la
que representa el principal riesgo.
Los cuerpos arenosos que forman los yacimientos encontrados en el Paleocanal de
Chicontepec, se localizan de 800 a 2,400 metros de profundidad, correspondiendo
la primera al área Norte y la segunda al extremo Sur. La calidad de sus aceites varía
de 8 a 45 grados API, caracterizándose la porción Noroeste por tener los aceites
más ligeros y la porción Sureste los aceites más pesados y el promedio de
viscosidad es de 1 a 20 centipoises a condiciones de yacimiento, con un rango de
temperatura de 60 a 100°C.
El Paleocanal de Chicontepec inicialmente fue subdividido en 29 campos para tener
un control de la información, posteriormente se agrupo en 8 sectores geométricos
para fines administrativos como se presenta en la figura 6 y está constituido por 3
zonas: zona norte, centro y sur. El campo Remolino junto con Presidente Alemán y
Furbero pertenecen al sector 8 del proyecto denominado Aceite Terciario del Golfo
o Chicontepec y este sector produce aceites pesados y extrapesados.
Figura 6. Sectores de Chicontepec
Fuente: PEMEX.
13
El empuje por gas disuelto es el principal mecanismo de producción de ATG con
presión muy cercana a la de burbujeo, por lo cual, rápidamente se incrementa la
relación gas-aceite al declinar la presión, ocasionando una fuerte reducción de la
producción de aceite inicial.
Características del principal mecanismo de recuperación de hidrocarburos en ATG.
 Al caer la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbujeo, ocurre
liberación de gas.
 Las burbujas de gas libre desplazan aceite de los poros.
 Al seguir disminuyendo la presión, más gas se libera y el gas retenido en el
yacimiento se expande contribuyendo a la producción de aceite.
 La aparición de burbujas de gas y la subsiguiente generación de una
saturación de gas libre atenúa la caída acelerada de presión en un yacimiento
inicialmente bajosaturado.
 A medida que la presión sigue declinando en forma continua, la saturación
de gas aumenta hasta formarse una fase continua de gas. El gas comienza
a moverse cuando alcanza la saturación de gas crítica. A partir de allí krg
aumenta, kro disminuye y los pozos empiezan a producir gas libre con
RGA>Rs.
 Desde P = pb hasta Sg = Sgc, la RGA = Rs < Rsi producto de que el gas
liberado es retenido en el yacimiento hasta alcanzar la Sgc.
 Debido a que el volumen de gas en solución es limitado, al final de la vida del
yacimiento se observa una disminución de la RGA producto de la disminución
de Rs y Bo/Bg.
 Porcentaje de Recuperación entre 5 y 20%.
Fuente de las características del empuje por gas disuelto: Apuntes Básicos de
Ingeniería de Gas y Aceite.
14
Figura 7. Empuje por gas en solución, variación de la presión y RGA.
Fuente: Apuntes Básicos de Ingeniería de Gas y Aceite.
1.7.2 Aceite pesado y extrapesado.
A medida que disminuye el suministro global de crudos ligeros y medianos, los
depósitos de crudos pesados cobran importancia. La necesidad de restituir las
reservas hace voltear a las compañías petroleras hacia la recuperación de
hidrocarburos pesados y extrapesados y altamente viscosos, modificando así los
métodos de recuperación de hidrocarburos convencionales.
El aceite pesado se define como un aceite con 22.3° API a 13° API de densidad.
Sus propiedades a condiciones normales de yacimiento son:

Despreciable ≤ Rsi ≤ 50 SCF/STBO

1 ≤ Bo ≤ 1.1 m³/m³

100 ≤ μo ≤ 5000 cp

El color es predominantemente negro.
o
0 ≤ Rsi ≤ 10 m³/m³
15
Los aceites extrapesados se definen como petróleo con 13° API a 5° API de
densidad y con las siguientes propiedades a condiciones iniciales de yacimiento

Rsi ≈ despreciable,

Bo ≈ 1.0 m³/m³

5000 cp ≤ μo ≤ 1’000,000 cp

El color es predominantemente negro.
El aceite pesado cotiza a un menor precio que los crudos livianos, especialmente
cuando presenta un alto contenido de azufre y metales pesados, esto se debe entre
otros factores a la fracción asfalténica no soluble en n-heptano que varía entre 13%
y 25% de peso, mientras que los compuestos como las resinas y máltenos varían
entre 13% y 37% de peso El petróleo pesado y el bitumen representan un 70% de
los recursos petroleros totales en el mundo como se muestra en la figura 8.
Reservas Mundiales
Petróleo
extrapesado
25%
Petróleo pesado
15%
Petróleo
convencional
30%
Arenas
petrolíferas y
Bitumen
30%
Figura 8. Reservas mundiales de petróleo
Fuente: IEA International Energy Agency.
16
La figura 9 nos presenta un panorama de los tipos de aceite en México y sus
porcentajes en las cuatro regiones de PEMEX.
Figura 9. Participación de la producción de crudo por tipo y región, 2012.
Fuente: SENER con información de PEMEX
El IMP clasifica el petróleo en base a su densidad como se muestra en la figura10.
Super
Ligero
Ligero
Mediano
Pesado
31.3° API
22.3° API
10°API
>39 °API
39 °API
31.1°API
22.3° API
Extra
Pesado
>1°API
10°API
Figura 10. Grados API de los diferentes crudos.
17
Se sabe que un aceite entre más pesado es más costosa su recuperación, en
superficie y es más difícil de refinar que un petróleo convencional. La propiedad
clave de un fluido es la viscosidad, es por eso que la recuperación de aceite pesado
depende en gran manera de la temperatura, cuando se calientan los aceites
pesados se vuelven menos viscosos y aumentan sus grados API. La figura 11 nos
muestra una relación entre viscosidad y grados API para diferentes líquidos.
Figura 11. Densidad y viscosidad del crudo.
Fuente: “Heavy-Oil Reservoirs”, Oilfield Review, Autumn 2002.
18
La aplicación de tratamientos físicos y químicos puede mejorar algunas propiedades
del aceite pesado y extrapesado, algunos de estos tratamientos incluyen:
Dilución, emulsificación, tratamientos térmicos con aire vapor, hidrotratamiento,
acuatermolisis y calentamiento eléctrico.
Los yacimientos de aceite pesado tienen características como:

Transporte y manejo en superficie complicado

Requiere procesos y tratamientos adicionales en superficie para su
aprovechamiento y comercialización.

Son difíciles de producir

Tienen altos contenidos de azufre metales y de precursores de la formación
de carbón.
Una teoría sobre la principal causa de formación de los aceites pesados es la
biodegradación, a
través del tiempo geológico los microorganismos presentes
degradan los aceites ligeros y medianos, produciendo aceite pesado y metano, la
oxidación del petróleo es producida por esta biodegradación y se reduce la relación
gas-aceite, incrementándose la viscosidad, densidad, PH y los contenidos de Azufre
y otros metales.
Otra teoría propone que a través del tiempo geológico a ciertas condiciones de
presión y temperatura se comenzaron a separar los hidrocarburos, migrando
primero el gas y a lo último los aceites pesados.
Las condiciones óptimas de degradación microbiana se dan en los yacimientos con
temperaturas inferiores a 80°C, el proceso se da por lo tanto en yacimientos a
profundidades menores a 4 kilómetros y con presencia de agua.
19
1.7.3 Análisis SARA.
Figura 12. Análisis SARA.
Fuente: heavy_oil.pdf, Schlumberger. Modificada.
El análisis SARA figura 12 se basa en el fraccionamiento de aceite crudo en cuatro
componentes: saturados (o parafinas), aromáticos, resinas y asfaltenos. Con este
método se separa una muestra de aceite pesado en fracciones que contienen un
rango de diferentes pesos moleculares, de tal manera que cada fracción tenga una
composición diferente. Cada fracción del hidrocarburo es separada del resto
mediante diferentes solventes que se utilizan para llevar a cabo este análisis.
Este método de fraccionamiento es llamado también análisis de deposición de
asfalteno/cera/hidrato.
20
Los asfaltenos y las parafinas son conocidos por obstruir oleogasoductos,
instalaciones de superficie, aparejos de producción así como porosidades e
interconexiones hidráulicas en la formación productora que son mostrados en la
figura 13.
Figura 13. Obstrucción de asfaltenos y parafinas.
Fuente: http://www.oilflowsolutions.com/files/OSI%20Brochure%202011%20.pdf
Las formas de reducir la depositación de asfaltenos y parafinas son:
1. Supervisar la presión de operación.
2. Controlar la temperatura del hidrocarburo.
3. Controlar la tasa de producción.
4. Control magnético de asfaltenos.
21
1.7.4 Problemas de transporte de aceite pesado y extrapesado.
Pemex cuenta con una red de oleoductos y oleogasoductos para transportar el
crudo desde el yacimiento hasta los centros de almacenamiento para su distribución
a plantas de refinación, comercialización final y terminales de exportación.
Pemex en el año 2012 totalizó con 4,992 kilómetros de oleoductos y una capacidad
nominal de almacenamiento de 24,237 miles de barriles de petróleo en distintas
terminales ( Dos Bocas, Pajaritos, los buquetanques cautivos Yùum K’ak’ Náab y
Ta’Kun Tah), así como Domo Salino de Tuzandépetl y tanques y baterías en
campos en los distintos Activos (Fuente: SENER).
El crudo pesado puede ser recuperado con métodos de recuperación primaria
utilizando sus condiciones naturales de presión y temperatura de yacimiento; una
vez que el crudo pesado llega a la superficie, se vuelve pastoso y bituminoso, lo
que genera obstrucción de las líneas y bombas de superficie y aumento del
consumo de energía eléctrica.
Uno de los problemas del transporte del petróleo pesado consiste en que son fluidos
de elevada viscosidad con comportamiento no newtoniano. Cuando el petróleo
ingresa a los colectores, oleogasoductos, tuberías de superficie se genera una
diferencia de carga entre asfaltenos y los demás componentes del petróleo,
creándose un campo de potencial entre la pared y el fluido y entre la entrada y la
salida de la tubería. Esa diferencia de potencial se opone al flujo multifásico por las
tuberías, como resultado de la cual las partículas tienden a contrafluir. Mansoori
(2005).
22
La viscosidad de un líquido es una propiedad por la cual se ejerce una resistencia
al flujo bajo un esfuerzo de corte. La viscosidad también es dependiente de la
densidad, composición del fluido, densidad del gas, con el gas en solución en el
aceite, con la presión y con la temperatura del yacimiento.
La densidad se relaciona con la masa por volumen de una sustancia dada. La
densidad de un líquido se afecta con cambios en la presión y la temperatura, sin
embargo la densidad del aceite a condiciones de yacimiento es bastante diferente
que a las condiciones de superficie. La figura 14 nos presenta una relación entre
viscosidad y densidad del aceite pesado para diferentes mezclas.
Factores que afectan la viscosidad.
•
•
•
•
Composición:
°API
µ
Temperatura:
T
o
µ
o
Presión:
Crudos Bajosaturados:
p
µ
Crudos Saturados:
p
µ
o
o
Gas en Solución:
Rs
µ
o
Los problemas de transporte en superficie para los aceites pesados son debidos a
su alta viscosidad. Las soluciones aplicadas a la solución de este problema son:

Calentamiento para reducir su viscosidad y densidad durante el transporte
en oleogasoducto o por barco.

Mezcla con diluyentes o con productos químicos, ya sea con un crudo más
liviano, productos químicos surfactantes y mejoradores de flujo o con un
derivado como, por ejemplo, la nafta o el querosén.
23
Estas soluciones ayudan a la reducción de viscosidad, facilitando el paso del fluido
a través de: tuberías, válvulas, equipos de medición y otros equipos.
Figura 14. Relación entre viscosidad y densidad – Petróleos pesados.
Fuente: PDVSA.
1.7.5 Calentamiento de crudo para mejorar flujo.
La temperatura del crudo disminuye entre más cerca este del nivel de superficie, el
objetivo del calentamiento eléctrico (figura 15) del crudo pesado y extrapesado es
facilitar su flujo a través de instalaciones de producción en superficie y tuberías de
producción, evitando presiones excesivas en líneas y bombas, disminuir los costos
de transporte y almacenamiento, así como evitar uso de diluyentes. Este proceso
de calentamiento puede ser llevado a cabo en estaciones de recolección y
separación, centros de recolección y rebombeo o
patios de tanques. Este
calentamiento se realiza sin causar un cambio de fase.
24
En los mercados internacionales la incorporación de aceites pesados exige su
mejoramiento a crudo más ligero. La refinación directa de crudo pesado presenta
muchas dificultades por lo que hace imposible enviarlos directamente a refinerías
convencionales.
Este trabajo de investigación analiza la primera solución el calentamiento para
resolver el problema de transporte de aceite pesado en superficie.
Figura 15. Calentadores eléctricos de petróleo.
En general, en la mayoría de los líquidos y suspensiones se ha observado una
disminución de la viscosidad con el incremento de la temperatura. Se ha
comprobado que la disminución de la viscosidad puede deberse a dos efectos:
25
1. Por efectos del medio dispersante.
2. Debilitamiento de las estructuras formadas por las partículas al aumentar la
temperatura.
1.7.6 Productos químicos mejoradores de flujo y viscosidad.
Los productos químicos surfactantes y mejoradores de flujo disueltos en solventes
aromáticos como el xileno son líquidos de color ámbar brillante insolubles en agua
utilizados para mejorar el flujo del crudo en instalaciones de producción en
superficie. Este es el proceso más utilizado actualmente en el sector 8 de ATG como
se observa en las figuras 16 y 17.
Los problemas que presenta el uso de este producto químico son:
Problemas de salud:

Efectos por exposición aguda.

Deprime el sistema nervioso central, puede producir coma, paro respiratorio,
efecto de anestesia y arritmia cardíaca.

La inhalación por exposición a concentraciones elevadas de vapor es irritante
en nariz, ojos y pulmones, puede causar dolor de cabeza y mareos,
sofocación asfixiante.
Problemas de operación:

En el crudo una mala relación de volúmenes en la mezcla presenta el efecto
contrario, haciendo más viscoso el crudo y disminuyendo su flujo.

Otro problema deriva de su uso presente en el campo es que los operadores
de autotanques tienen acceso a uso directo de este producto químico y lo
utilizan para ayudar a vaciar en forma más rápida el contenido de crudo
extrapesado en sus tanques y han tenido la experiencia de que el crudo en
26
lugar de mejorar el flujo con esta sustancia, se ha vuelto más viscoso y hasta
solidificado.

El problema que presenta este químico es que su aplicación se lleva a cabo
en los arboles de producción, colectores de producción general y medición,
líneas de descarga, descarga de auto tanques, limpieza de filtros y están en
contacto directo con operadores de campo de manera indiscriminada y sin
previa concientización de su contenido y posibles riesgos.
Figura 16. Químicos inyectados a tanques de recolección.
Figura 17. Químicos inyectados a pozos.
27
Capítulo 2
2.1 Hipótesis.
1. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado el volumen a bombear en
CTAV Fobos será incrementado.
2. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los tiempos de paro por
altos niveles en tanques serán eliminados.
3. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los autotanques de
transporte de hidrocarburos reducirán sus tiempos de descarga.
4. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los operadores de los
autotanques podrán realizar más viajes en su mismo horario.
5. El proyecto ATG sector 8 alcanzará la metas propuestas de producción al
mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado.
28
Capítulo 3
3.1 Diseño de la investigación.
La metodología utilizada en esta investigación es de tipo cuantitativo, este diseño
propuesto tiene como objetivo someter las hipótesis presentadas anteriormente a
prueba y buscar cumplir con los objetivos de la investigación, se demostrará como
se llevó a cabo el experimento y como se obtuvieron los resultados.
El experimento consistió en utilizar los recursos disponibles en CTAV para resolver
los problemas planteados en la investigación. Se excluyeron soluciones fuera del
control de este centro ya fueran por parte de los operadores de PEMEX o de las
Compañías que prestan sus servicios.
Diseño tipo experimental.
 Manipulación intencional del modo de operación de calentadores.
 Inyección intencional de aceite caliente a tanques uno y dos.
 Apertura y cierre de válvulas de compuerta intencional para carga de tanques
uno y dos.
Variables dependientes: lecturas del coriolis en bpd de volumen bombeado.
Variables independientes: volumen de crudo descargado por los autotanques.
Medición de variables dependientes, control y validez.
29
3.2 Caso de estudio. Calentador eléctrico en el CTAV Fobos.
Como se ha mencionado el CTAV Fobos cuenta con un sistema mejorador de flujo
mediante calentadores eléctricos figura 18, cuyo objetivo es la descarga de
autotanques en forma eficiente.
Este sistema mejorador de flujo está conformado por:

Calentador de dos etapas ( precalentador y calentador) con 20” de diámetro
interno, 24” de diámetro exterior y
3.70 m de largo interconectados
hidráulicamente, 2” de diámetro exterior de recubrimiento de poliuretano
como aislante térmico. Carcasa sellada. Bridas de acero clase A-105 ANSI
20” – 300#.
Figura 18. Vista general de los calentadores.

Capacidad de 10,000 bpd.
30

Cuenta con 24 circuitos por 9 resistencias.

Total Resistencias: 216.

Conexión en delta paralelo a 480 Volts..

3 fases 36 Amperes por fase.

Potencia eléctrica: 710KW por calentador.

Dos motores eléctricos de 40 HP, 1790 rpm, 230/460 Volts, 96.4/48.2 Amper,
60 Hz, gobernados por un variador de velocidad cada uno.
Figura 19. Motores eléctricos.

Dos Bombas: 300 gpm @ 1800 rpm, helical spur gear pump, grafito seals, 4”
de diámetro en entrada y descarga, 175 psi presión relief.

Mangueras de 150 psi, filtro y conexiones

Tres válvulas automáticas de dos posiciones.
31
Figura 20. Área de control eléctrico.

Dos tableros de potencia.
Figura 21. PLC

Un panel de control automatizado (consola PLC).

Subestación.
32

2 Campers para operación permanente en campo.

Sensores de Presión.

Medidores de flujo.

Medidores de nivel ultrasónicos en tanques.
Los tableros de potencia son los paneles desde donde es suministrada a cada una
de las resistencias de los calentadores un voltaje de 480Volts aportados por la
subestación existente en el área de CTAV Fobos con transformador de 30,000 KVA
a su vez esta subestación tiene una acometida de CFE donde recibe 13,200 Volts
y los transforma en 480 Volts y 220Volts.
Estos tableros de potencia, pueden recibir la señal reguladora de temperatura y
puesta en marcha de los calentadores desde el PLC o puede actuar en forma
independiente y manual para llevar los calentadores a una temperatura
predeterminada gracias al controlador de temperatura que es programado en un
rango límite de operación.
33
3.2.1 Diagrama de flujo de la operación.
El diagrama de flujo para la operación figura 21 de este proceso se lleva a cabo de
la siguiente manera:
Figura 22. Diagrama de operación.
34
3.2.2 Diagrama de tubería e instrumentación DTI.
Figura 23. DTI.
Fuente: TNT - Emerson.
35
3.2.3 Operación del calentador eléctrico en el CTAV Fobos.
Figura 24. Pantalla de inicio.
La pantalla de inicio de operación de CTAV Figura 23 nos presenta el
esquema
de
conexiones
entra
tanques
de
recolección,
bombas,
calentadores, válvulas y auto tanques.
Desde esta pantalla podemos seleccionar tipo de operación a realizar, modo
automático o manual, ingresar temperaturas y velocidad en bombas
principalmente.
36
Ingresar Tipo de operación.
Modo automático.
Figura 25. Selección del modo.
Figura 26. Modo automático.
37
La pantalla nos presenta cinco opciones de operación las cuales se describen a
continuación. Para efecto de espacio se cambia la palabra autotanque por pipa en
los procesos.
Este modo de operación tiene la funcion de calentar y circular el
tanque 3 para que se encncuentre en temperaturas promedio de 70°C
y listo para ser inyectado.
Figura 27.
Proceso:
tanque 3
bomba 2
válvula 2
calentador
válvula 3
válvula 1
tanque 3
Este modo de operación tiene la funcion de calentar y circular el
autotanque. Con este proceso enviamos aceite caliente hacia el
autotanque para elevar la temperatura de todo el crudo contenido en
este y facilitar su descarga.
Figura 28.
Proceso:
pipa
bomba 1
calentador
válvula 3
válvula 1
tanque 3
bomba 2
válvula 2
Este modo de operación descarga desde el autotanque hacia el tanque
1. El tanque 1 generalmente es el que se encuentra conectado en
forma directa hacia la bomba de cavidades progresivas rentada a
compañía.
Figura 29.
38
pipa
Proceso:
pipa
bomba 1
calentador
Este modo de operación descarga
válvula 3
válvula 1
desde el autotanque
tanque 1
hacia el
tanque 3. Generalmente este modo es utilizado cuando el nivel del
tanque 3 se encuentra cercano al nivel crítico inferior para recobrar nivel
de aceite y comenzar a calentarlo.
Figura 30.
Proceso:
pipa
bomba 1
calentador
válvula 3
válvula 1
tanque 3
Este modo de operación inyecta aceite caliente hacia el autotanque
desde el tanque 3. Este modo es el más utilizado a la hora de realizar
una inyección debido a que vuelves a elevar la temperatura del aceite,
ya que generalmente hay perdidas de temperatura en su trayecto al
autotanque.
Figura 31.
Proceso:
tanque 3
bomba 2
válvula 2
calentador
válvula 3
pipa
39
Ingreso de temperaturas (Set Point).
Figura 32. Set Point.
Ingreso de temperaturas para calentador uno y calentador dos.
Figura 33. Velocidad de las bombas.
Ingreso de velocidad para las bombas uno y dos.
40
Modo manual.
Figura 34. Selección modo manual.
.
Figura 35. Porcentaje límite de potencia de calentadores.
Ingreso de porcentaje límite de potencia de los calentadores.
41
Figura 36. Porcentaje de velocidad de las bombas.
Ingreso de velocidad para la bomba uno y bomba dos.
Figura 37. Orientación de válvulas automatizadas.
42
3.3 Proceso de experimentación.
CTAV Fobos como se ha mencionado, mantenía
un promedio de volumen
bombeado de 1573 bpd el cual es un dato aportado por PEMEX PEP, antes de la
fase experimental.
La fase experimental inicia a partir de Enero de 2014 y consiste en inyectar aceite
caliente en volúmenes que dispone el operador en turno de PEMEX de este centro
de rebombeo, incrementando así la temperatura en tanques uno y dos.
Esta fase de experimentación se realiza en colaboración con la paraestatal PEMEX
y la Compañía proveedora del servicio de calentamiento eléctrico, como una
alternativa viable para eliminar los problemas planteados en la operación de este
centro.
Durante el experimento la operación del CTAV Fobos continúa en modo normal. Los
niveles inyectados del tanque tres hacia los tanques uno y dos se llevan a cabo por
el cabezal de carga de tanques operando solamente las válvulas de compuerta
correspondientes.
Figura 38. Carga a tanques.
43
3.3.1 Propuesta de aplicación de un sistema de mejoramiento de flujo
mediante calentadores de aceite pesado y extrapesado en el CTAV Fobos.
La prueba consiste en inyectar aceite caliente proveniente del tanque tres hacia los
tanques uno y dos, utilizando solamente el arreglo de válvulas de compuerta para
carga al tanque uno y dos con el modo automático:
Comenzar recirculación y calentamiento del tanque 3.
Figura 39.
Proceso para inyección a tanque 1:
tanque 3
bomba 2
válvula 2
calentador
válvula 3
válvula 1
tanque 1
calentador
válvula 3
válvula 1
tanque 2
Proceso para inyección a tanque 2:
tanque 3
bomba 2
válvula 2
44
3.3.2 Diagrama de flujo de operación propuesto.
Se propone el siguiente diagrama de flujo para la operación de este proceso:
Figura 40. Diagrama de flujo de operación propuesto.
45
3.3.3 Muestra.
La muestra a analizar en este experimento será los datos de operación registrados
en bitácoras leídos del coriolis y la suma de volúmenes entregados por autotanques
en los primeros dos meses del año 2014 en los cuales se llevó a cabo este
experimento.
La recolección de datos para ambas muestras sustenta su validez en bitácoras de
operación diaria en CTAV Fobos, realizadas por parte de los operadores de Pemex
y en bitácoras y hojas de operación de la compañía mejoradora de flujo por
calentamiento eléctrico y la evidencia en fotos nos ofrece la confiabilidad de que
todos los datos de la muestra son reales.
Medidor Coriolis.
El Coriolis es un instrumento de medición de variables como flujo acumulado,
temperatura, densidad, masa y corte de agua.
Este medidor está conformado por un sensor de flujo como dispositivo primario y un
transmisor como dispositivo secundario
para medir de manera directa el flujo
másico mediante la interacción entre el flujo de fluido y la oscilación de un tubo o
tubos; así como también de manera directa la medición de densidad mediante la
diferencia de frecuencias de oscilación de dichos tubos y con estas mediciones se
obtiene de manera inferida el flujo volumétrico.
46
Figura 41. Vista del coriolis.
El tubo medidor de flujo vibra a su frecuencia natural dentro de la carcasa. El tubo
es movido por una bobina electromagnética que genera un movimiento constante
cuando el tubo es energizado, esta bobina está localizada en el centro de las curvas
y causa que los tubos oscilen en sentido opuesto. La amplitud es menor a una
décima
de
pulgada
y
la
frecuencia
de
80Hz
aproximadamente.
Como los tubos del medidor coriolis vibran en sentido opuesto, estos están
balanceados y aislados de la vibración externa o los movimientos externos del
medidor.
47
Figura 42. Pantalla de datos del coriolis.
Las lecturas tomadas del coriolis son:
Tabla 2. Lecturas del coriolis.
Fecha
BPD 17:00hs BPD 05:00hs M3 05:00hs
31/12/2013
210
01/01/2014
60
02/01/2014
50
03/01/2014
160
04/01/2014
300
05/01/2014
263
06/01/2014
170
07/01/2014
162
48
08/01/2014
223
09/01/2014
362
10/01/2014
469
11/01/2014
435
12/01/2014
420
13/01/2014
498
14/01/2014
386
15/01/2014
463.5
16/01/2014
399
17/01/2014
69.39
1183.14
18/01/2014
1090.45
2309.27
19/01/2014
774.59
1503.4
20/01/2014
1142.74
1839.16
21/01/2014
520.61
1364.25
22/01/2014
564.28
1464.26
23/01/2014
2337.48
24/01/2014
960.36
1963.54
25/01/2014
769.21
1283.33
26/01/2014
689.47
1642.77
27/01/2014
810.47
1743.23
28/01/2014
894.66
1186.99
29/01/2014
1019.71
2267.4
30/01/2014
1307.16
2468.86
31/01/2014
877.12
1708.83
01/02/2014
1167.4
2298
530
02/02/2014
588.16
1982.72
390
03/02/2014
1147.03
2597.67
537
04/02/2014
1165.15
2075.29
452
05/02/2014
280.89
940.75
258
06/02/2014
605.26
1777.2
320
49
07/02/2014
1108.37
2098.7
488
08/02/2014
926.43
1744.43
386
09/02/2014
1013.294
2098.4
419
10/02/2014
1194.25
2216.18
408
11/02/2014
877.14
1551.21
330
12/02/2014
656.13
1660.6
277
13/02/2014
932
1678
14/02/2014
749
1617
15/02/2014
914
1907
16/02/2014
1055.76
2289.33
17/02/2014
920.73
1865.14
18/02/2014
667.33
1512.45
19/02/2014
1130.48
2370.91
21/02/2014
1045.68
2126.71
22/02/2014
859.79
1909.87
23/02/2014
926.22
1344.37
24/02/2014
915.28
1546.9
25/02/2014
733.24
1510.07
26/02/2014
945.17
2279.11
20/02/2014
27/02/2014
2291.53
28/02/2014
953.07
1918.79
01/03/2014
1116.04
2424.3
02/03/2014
834.86
2035.94
03/03/2014
770.93
1832.39
04/03/2014
679.41
1645.54
05/03/2014
06/03/2014
1550.76
1171.71
2280.02
50
Fecha
01/01/2014
03/01/2014
05/01/2014
07/01/2014
09/01/2014
11/01/2014
13/01/2014
15/01/2014
17/01/2014
19/01/2014
21/01/2014
23/01/2014
25/01/2014
27/01/2014
29/01/2014
31/01/2014
02/02/2014
04/02/2014
06/02/2014
08/02/2014
10/02/2014
12/02/2014
14/02/2014
16/02/2014
18/02/2014
20/02/2014
22/02/2014
24/02/2014
26/02/2014
28/02/2014
02/03/2014
04/03/2014
06/03/2014
BPD
Fecha
01/01/2014
03/01/2014
05/01/2014
07/01/2014
09/01/2014
11/01/2014
13/01/2014
15/01/2014
17/01/2014
19/01/2014
21/01/2014
23/01/2014
25/01/2014
27/01/2014
29/01/2014
31/01/2014
02/02/2014
04/02/2014
06/02/2014
08/02/2014
10/02/2014
12/02/2014
14/02/2014
16/02/2014
18/02/2014
20/02/2014
22/02/2014
24/02/2014
26/02/2014
28/02/2014
02/03/2014
04/03/2014
06/03/2014
BPD
3.3.4 Gráficas de volúmenes bombeados en el CTAV Fobos.
La gráfica de volumen bombeado se comporta de la siguiente manera:
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Periodo de la Prueba
Figura 43. Volumen bombeado.
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Periodo de la Prueba
Figura 44. Línea de tendencia del volumen bombeado.
51
Capítulo 4
4.1 Reporte de resultados y análisis.
Volumen bombeado reportado por PEMEX antes de la prueba 1573 bpd.
 La línea de tendencia nos muestra el aumento hasta de 1400 barriles a 2100
barriles.
 Promedio de volumen bombeado antes de la prueba 1610.58 bpd
 Promedio de volumen bombeado después de la prueba 1894.75 bpd
 Se lee el pico más alto de volumen bombeado el día 3 de Febrero de 2014
con 2598 barriles.
 Promedio de volumen bombeado total de 1852.15 bpd
 Se calcula un 20.45 % de aumento en el volumen bombeado por CTAV
Fobos después de la prueba con respecto al volumen reportado por PEMEX.
%VB pba=
321.75 barriles
× 100% = 20.45 %
1573 barriles
Incremento en barriles=1894.75 barriles - 1573 barriles = 321.75 barriles
Se calcula un 17.64 % de aumento en el volumen bombeado por CTAV Fobos
después de la prueba con respecto al volumen reportado en la tabla antes de la
prueba.
%VB pba=
284 .17bls
× 100% = 17.64 %
1610.58 bls
Incremento en barriles =1894.75 bls - 1610.58 bls = 284.17 bls
52
 Incremento de barriles por día bombeados obtenidos al restar promedio de
volumen bombeado después de la prueba menos volumen reportado por
PEMEX.
Incremento en bpd =1894.75 bpd - 1573 bpd = 321.75 bpd
 Estimación del incremento de barriles en un mes.
Incremento en un mes = 321.75 bpd ×30 días = 9,652.5 barriles
 Estimación del incremento de barriles en un año.
Incremento en un año = 321.75 barriles ×365 días = 117,438.75 barriles
 Estimación del valor económico en un año, suponiendo un 70% de aceite del
incremento de barriles en un año.
117,438.75 barriles ×70% = 82,207.125 barriles
82,207.125 barriles 𝑥 $92.40
dólares
= $7,595,938.35 dólares
barril
Fuente del costo del barril de MME: SENER con fecha 14 de Marzo de 2014.
 ATG sector 8 tiene un compromiso de producción de aceite para Marzo 2014
de 6928 barriles como se muestra en la figura 44. El incremento estimado a
alcanzar con esta prueba en un mes es de 9653 barriles sin considerar
decremento natural en la producción de los yacimientos explotados ni la
aportación adicional de producción por pozos terminados y fracturados.
53
Esta estimación es totalmente dependiente del volumen de crudo
proveniente de Remolino III y de otros campos localizados en el mismo
sector.
Figura 45. Compromiso de producción de aceite ATG.
 Los tiempos de paro para inicio de descarga de autotanques debidos a
niveles críticos en tanques de recolección se fueron a cero.
 Se observa durante la prueba que los tanques de recolección de
hidrocarburos uno y dos mantuvieron niveles por debajo del nivel crítico de
llenado de 4.5 metros lineales.
 La temperatura del crudo contenido en los tanques de recolección se
mantuvo en 40°C así que su viscosidad y densidad tendieron a bajar
facilitando su descarga de tanques de recolección.
54
Capítulo 5
5.1 Conclusiones y recomendaciones.
Las respuestas a las hipótesis formuladas al inicio de esta investigación se muestran
a continuación:
1. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado el volumen a bombear en
CTAV Fobos será incrementado.
Verdadero
El volumen bombeado se incrementó en 20%
2. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los tiempos de paro por
altos niveles en tanques serán eliminados.
Verdadero
Después de la prueba no se han dado cifras de llenado en tanques de
recolección arriba de 4.5 metros lineales, anteriormente a la prueba se
presentaban niveles de hasta 5.9 metros lineales.
3. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los autotanques de
transporte de hidrocarburos reducirán sus tiempos de descarga.
Verdadero
Es verdadera esta hipótesis ya que anterior a la prueba en repetidas
ocasiones descargaban por partes el contenido total de sus tanques, por
ejemplo descargaban 5𝑚3 y esperaban media hora a que bajaran niveles
en tanques.
4. Al mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado los operadores de los
autotanques podrán realizar más viajes en su mismo horario.
Falso
55
Esta hipótesis depende de otras variables como distancia de las
localizaciones, órdenes de sus corredores, tiempos de carga de sus
tanques.
5. El proyecto ATG sector 8 alcanzará las metas propuestas de producción al
mejorar el flujo del aceite pesado y extrapesado.
Falso
El CTAV Fobos es un centro de rebombeo, no de producción. Solo puede
aportar los barriles de crudo que le llegan a ese centro con autotanques.
Pero es importante mencionar que se apoya en manera determinante a
mejorar el flujo de llegada incrementado así la producción que arrojan
los pozos petroleros.
Se concluye con este trabajo que los objetivos señalados tuvieron los siguientes
resultados:
1. Evitar niveles por encima del crítico de llenado en tanques de recolección
presentes en CTAV Fobos durante su operación.
Objetivo cumplido.
2. Mejorar el flujo del aceite contenido en los tanques uno y dos hacia la
central de almacenamiento y bombeo CAB Tajín.
Objetivo cumplido.
3. Aumentar la densidad API de la mezcla de aceite en tanques.
Objetivo cumplido.
56
En prueba de densidad en campo elaborada por la UANL
a aceite
proveniente de Remolino 1791 se encontró una densidad antes de
calentar de 14°API y después de calentar de 33°API.
4. Incrementar el volumen bombeado en barriles por día del CTAV Fobos
enviados a CAB Tajín.
Objetivo cumplido.
5. Evitar derivación de autotanques de transporte de hidrocarburos hacia
otras localizaciones de descarga.
Objetivo no cumplido.
Las derivaciones se dan a lugar también por sobrecarga de trabajo.
6. Reducir los tiempos de espera y descarga de los autotanques de
transporte de hidrocarburos.
Objetivo cumplido.
7. Disminuir los tiempos de paro en la operación del CTAV Fobos.
Objetivo cumplido.
8. Alcanzar las metas de producción establecidas para el sector 8 del activo
de producción Aceite Terciario del Golfo ATG.
Objetivo fuera de alcance ya que está afectado por datos de producción
actualizados.
57
Recomendaciones.
1. Hacer permanente esta aplicación de calentamiento en tanques de
recolección, programando para ello en el PLC dentro de los modos
automáticos las opciones:
 Calentamiento de tanque 1
 Calentamiento de tanque 2
Instalando los mecanismos de automatización
requeridos para estas
decisiones.
2. Eliminar sustancias químicas que tiene como objetivo mejorar el flujo en
tanques de recolección pero que resultan peligrosas para el personal
operativo y controversiales para el crudo.
3. Dar servicio y poner en marcha las bombas de trasiego en cabezales de
descarga de autotanques para abastecer los tanques de recolección en
forma continua y segura, así como también dar servicio a las bombas de
cavidades progresivas a la descarga de los tanques de recolección.
4. Aplicar este sistema de calentamiento a tanques de la estación de
recolección y separación Remolino III, para ayudar a los operadores de
autotanques a realizar una carga en sus tanques más rápida.
5. Esta innovación presentó un 20% de aumento en producción y es traducida
a $10.8 millones de dólares anuales de ingresos por lo que es importante su
implementación definitiva.
6. Las tecnologías de tratamiento de aceite pesado deben implementarse
desde la planeación de la perforación, terminación y manejo en instalaciones
de superficie para que aplicados de manera integral presenten una mayor
rentabilidad.
58
Bibliografía.
1. Villalobos Toledo, Ángel. 2011. Instalaciones superficiales de producción,
Fundamentos. 1ª ed. México: IPN.
2. Hernández Sampieri, Roberto, Fernández Collado, Carlos, Baptista Lucio,
Pilar. 2008. Metodología de la investigación. México: Mc Graw Hill.
3. http://www.uv.mx/veracruz/insting/files/2013/02/propuesta-de-tesis-final.pdf
Guía para la elaboración de la tesis de grado.
4. http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/aut06/
heavy_oil.pdf
5. http://www.aipmac.org.mx/revista/2012/marzo/images/marzo2012.pdf
6. www.iingen.unam.mx/esmx/BancodeInformacion/MemoriasdeEventos/Docu
ments/RecursosEnergeticos_Evento2008/05%20Retos%20Tecnologicos%2
0de%20la%20Industria_.pdf
7. http://www.cnh.gob.mx/_docs/Eventos_CNH/Presentacion_2_1630_1700_
Mejores_Practicas_para_la_Medicion_de_Hidrocarburos_Emerson.pdf
8. http://www.scielo.cl/pdf/ingeniare/v16n1/ART14.pdf
9. http://www.opsur.org.ar/blog/2009/09/12/tecnologias-para-desarrollaryacimientos-de-crudo-pesado/
10. http://www.oilflowsolutions.com/files/OSI%20Brochure%202011%20(Spanis
h).pdf
11. http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2013/Prospectiva_de_Petroleo_
y_Petroliferos_2013-2027.pdf
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Nomenclatura.
PEMEX: Petróleos Mexicanos.
CTAV: Centro de tratamiento y rebombeo de aceite viscoso.
CAB: Central de almacenamiento y bombeo.
ATG: Aceite Terciario del Golfo.
SENER: Secretaría de Energía.
UTM: Universal Transverse Mercator.
ANSI: American National Standards Institute
API: American Petroleum Institute.
BPD: Barriles por día.
PSI: Pounds square inches.
KVA: Kilo volts amperes.
KW: Kilo watts.
GPM: Galones por minuto.
RPM: Revoluciones por minuto.
SCF: Standard cubic feet.
STBO: Stock tank barrels oil.
HP: Horse power.
HZ: Hertz.
CP: Centi poises.
PH: Potencial de Hidrógeno.
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T: Temperatura.
°C: Grados Centígrados.
°API: Grados API.
“: Pulgadas.
m: Metros.
%VBpba: Porcentaje de volumen bombeado durante la prueba.
Np: Producción acumulada de aceite.
Bo: Factor de volumen del aceite @ cualquier presión
Bg: Factor de volumen del gas @ cualquier presión.
Rsi: Relación gas disuelto - aceite @ presión inicial.
Rsb: Relación gas disuelto - aceite @ presión burbuja.
Rs: Relación gas disuelto - aceite @ cualquier presión.
RGA: Relación de gas aceite.
RGAi: Relación de gas aceite inicial.
Sg: Saturación de gas.
Sgc: Saturación de gas crítica
P: Presión.
Pb: Presión de burbuja o Presión de saturación..
Pi: Presión inicial.
𝜇0 : Viscosidad del aceite.
Krg: Permeabilidad relativa del gas.
Kro: Permeabilidad relativa del aceite.
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Anexo.
Estado mecánico del pozo Remolino 1791 en la macropera Remolino 1791 cuya
producción es enviada al CTAV Fobos o a la Estación de Recolección y
Separación Remolino III.
Fuente: Weatherford.
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Fotos del árbol de válvulas del pozo Remolino 1791 montadas en el centro.
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