TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Es la que se introduce en el hoyo perforado y es cementada logrando la protección de las paredes del pozo, todo ello para finalmente permitirle el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Esta se escoge dependiendo de las condiciones de presión, temperatura y profundidad reinantes en cada zona.
Los revestidores se diseñan en forma de “V” para darle una mayor estabilidad al pozo, en vista de que las fuerzas están mejormente distribuidas. Cabe destacar que en los pozos puede haber hasta dos revestidores intermedios pero ello va a depender de la profundidad que tenga el pozo.
SELECCION
La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo.
El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico, mediante pozos vecinos, dada por las informaciones de geólogos, en base al estudio de la sísmica (Pozos Nuevos) se debe conocer:
1. Presión del pozo y de fractura, hasta la profundidad final.
2. Distribución de temperaturas.
3. Funciones actuales y futuras del pozo.
Consecutivamente, al poseer estos datos procedemos a:
1. Seleccionar la profundidad de asentamiento (Depende de la distribución de Presiones).
2. Seleccionar los diámetros más apropiados de las diferentes sartas de revestimiento (Depende del caudal “Qo” de petróleo que se piensa extraer).
3. Seleccionar material y espesores requeridos para obtener una sarta segura a un costo razonable (Depende de la presión, temperatura y corrosión).
FUNCIONES
La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica.
Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:
a. Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.
b. Evitar contaminaciones de aguas superficiales.
c. Suministrar un control de las presiones de formación.
d. Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
e. Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.
f. Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.
g. Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción.
CARACTERISTICAS
Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente.
El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.
FACTORES TECNICOS Y ECONOMICOS
La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo.
La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario.
Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc.
La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.
CARGAS A LAS QUE ESTAN SOMETIDOS
Cargas por estallido
El criterio para el estallido se basa normalmente en la máxima presión de formación que resulta al tomar un influjo durante la perforación de la siguiente sección del agujero.
Cargas por Colapso
Esta se da cuando la presión se genera por la columna de lodo de perforación que llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior del revestidor vacio.
Debido a que la presión hidrostática de una columna aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
Cargas por Tensión
La mayor parte de la tensión axial proviene del peso mismo del revestidor otras cargas tensionales pueden deberse a doblamiento, arrastre, cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta es como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.
TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
Conductor:
Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s.
Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.
Superficie:
Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie.
Intermedio:
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre
11000’ y 12000’.
Producción:
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo.
Tipos de Tuberías de Producción
Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora:
Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.
Camisa o “Liner” de Producción:
Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción.
Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.
Tie Back:
Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial.
El tie back aísla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continúa la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.
Tubería de Producción:
Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.
Funciones de los Revestidores
Conductor
1) (Hoyo conductor o sello conductor) Reduce al mínimo las pérdidas de circulación a poca profundidad (revestidor conductor).
2) Sirve como conducto de regreso a la superficie del fluido de perforación al comienzo de la perforación.
3) Minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del taladro.
4) Protege a los revestidores subsiguientes de la erosión.
5) Sirve de soporte de la BOP o válvulas Impide Reventones.
Superficial
1) Sirve de apoyo para las BOP.
2) Protege las arenas someras contentivas de agua, de la contaminación.
3) Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados.
4) Soporta y protege de la corrosión a los revestidores subsiguientes.
5) Proporcionan resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad.
Intermedio
1) Puede ser camisa de producción o TieBack.
2) Permite cargar grandes pesos de fluidos de perforación sin amenazar las perforaciones someras.
3) Controla las zonas de sal y de lutitas desmoronables.
Producción
1) Protege el ambiente en caso de una falla de tubería.
2) Permite cambiar o reparar la tubería de producción.
3) Aísla la zona productora.
4) Crea un conducto de dimensiones conocidas.
Tubería de Producción
1) Constituye el conducto por donde fluye el fluido en la fase de producción.
2) Sirve para controlar la presión del Yacimiento.
3) Permite la estimulación del Yacimiento.
viernes, 14 de enero de 2011
martes, 19 de octubre de 2010
Producción por Gas-Lift
Producción por Gas-Lift
Método de Producción por Gas Lift espero que les sea de mucha utilidad cualquier cosa pueden escribirme a mi dirección de correo adrianjose.gomez@gmail.com y yo les envio el video para su presentación, al igual que información concerniente al tema para que complementen el metodo de producción artificial del cual les estoy publicando... Gracias por visitarme...
Recuerda tambien seguirme por Twitter @Adrigooncrazy...
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Refinerias...
INTRODUCCIÓN
La industria del petróleo es la más grande y la que más se puede extender
de las industrias químicas de proceso. El impacto que tiene en la economía
y en la vida, no solamente nacional sino mundial, es tremendo. Además, de
que es la más compleja, física y químicamente hablando, de todas las industrias
químicas de proceso.
La operación de una refinería de petróleo es muy compleja también y
para reducir esta complejidad al entendimiento de un grupo de procesos
se requiere del conocimiento fundamental de los mismos. Por lo tanto, en
esta obra describimos en términos generales una refinería típica de petróleo,
discutimos también en forma genérica las unidades de procesamiento
que la conforman y a su vez describimos la relación funcional que tienen
dichas unidades de procesamiento o procesos con equipos clave como torres
de destilación, bombas, compresoras, turbinas, cambiadores de calor,
expansores, etc.; por otro lado, realizamos un análisis de los fundamentos
termodinámicos en que se basa el funcionamiento de los equipos mencionados
y sobre los fundamentos que rigen la transferencia ya sea de momentum,
de calor o de masa que se llevan a cabo en cada equipo.
Además,presentamos un panorama de la simulación que se puede realizar de un proceso utilizando modelos matemáticos que describen en forma aproximada el funcionamiento de los equipos mencionados.
El objetivo global que perseguimos es que sea el vehículo a través del
cual se actualice a un ingeniero de proceso en sus conocimientos fundamentales
de termodinámica y fenómenos de transferencia, así como iniciarlo
en el campo de la simulación de procesos.
Como objetivos secundarios pretendemos con este libro que el lector
sea capaz de:
1. Conocer las operaciones principales en una refinería de petróleo.
2. Conocer los equipos que se pueden identificar en las operaciones
principales en la refinería.
3. Realizar balances de materia, energía y entropía en un equipo de
los que se encuentran en la operación de una refinería, identificando
las entradas y salidas.
4. Analizar la o las transferencias de momentum, calor y masa que se
estén llevando a cabo en un equipo.
5. Conocer los pasos fundamentales para la simulación de la operación
de un equipo.
6. Ayudar a desarrollar la habilidad para realizar un análisis crítico
de ingeniería de proceso en las operaciones principales que se pueden
encontrar en una refinería de petróleo.
El trabajo no incluye un tratamiento matemático riguroso de las
ecuaciones que en él se presentan; es decir, se da por sentado que el lector
cuenta con los antecedentes académicos necesarios para tomar como ciertas
todas las formulaciones de las leyes y de los principios involucrados en
el libro. Tampoco incluye la parte económica relacionada con la inversión
que se requiere para la instalación de una planta con cualquiera de los procesos
que se tratan en el libro; en este aspecto se recomienda consultar la
obra de Speight (1991).
La primera pregunta que se hace uno alrededor del petróleo es la de:
¿qué se hace en una refinería de petróleo? A continuación se responde en
términos de la utilidad que tiene para el ser humano.
Una refinería es una planta de manufactura de productos químicos y
combustibles.
Proceso de refino
El primer paso en el proceso de refino o refinación es la destilación atmosférica realizada en las unidades de crudo. El crudo calentado entra en la torre de crudo en la que se separan los diferentes componentes del petróleo según sus puntos de ebullición. Obtenemos GLP, nafta, keroseno, gasóleo y un componente residual llamado residuo atmosférico. Este residuo se calienta y entra a las unidades de vacío en las que se extrae el gasoil de vacío, dejando como producto residual el residuo de vacío. (Ver destilación del petróleo)
Los productos obtenidos se tratan para conseguir productos comerciales en la forma siguiente:
Los gases ligeros (metano y etano) se endulzan para eliminar el ácido sulfhídrico y se aprovechan como combustible en la propia refinería.
El GLP se separa en propano y butano que son envasados a presión o usados como materia prima para producir etileno y propileno y combustible para automóviles.
Las naftas se tratan en las unidades de reformado catalítico para mejorar sus cualidades y se mezclan para obtener gasolinas comerciales. La fracción ligera de la nafta también se procesa en unidades de isomerización para mejorar su índice de octano; asimismo puede ser usada para producir etileno y propileno.
El keroseno es tratado para cumplir las especificaciones de combustible para aviación o para usarse en la formulación del diésel de automoción.
El gasóleo se lleva a las unidades de hidrodesulfuración, donde se reduce su contenido en azufre, tras lo cual se usa para formular diésel de automoción o gasóleo de calefacción.
El gasoil de vacío no es un producto final. Se lleva a las unidades de FCC (cracking catalítico fluido) donde a elevada temperatura y con presencia de un catalizador en polvo sus largas moléculas se rompen y se transforman en componentes más ligeros como GLP, naftas o gasóleos. El gasoil de vacío también puede convertirse en las unidades de hidrocraqueo, donde a unos 400-440 °C y alta presión, en presencia de catalizadores apropiados, se transforma también en GLP, naftas o gasóleos libres de azufre. Estas unidades producen un gasóleo de mejor calidad (con mejor índice de octano) que las unidades de FCC.
El residuo de vacío se puede utilizar como asfalto o bien someterlo a altísimas temperaturas en las unidades de coque en las que se producen componentes más ligeros y carbón de coque que puede calcinarse para formar carbón verde. Este residuo de vacío también puede ser usado para fabricar fuelóleo, bien directamente o previa su conversión térmica en unidades de viscorreducción.
En todas las refinerías se produce también azufre sólido, como subproducto, debido a las limitaciones impuestas a la emisión del dióxido de azufre a la atmósfera.
Una refinería media procesa entre 15.000 y 30.000 m3 de petróleo cada día. Los complejos refinadores más grandes del mundo en 2004, situados en Venezuela, llegan a procesar más de 100.000 m3 al día.
Principales empresas petroleras
Podemos distinguir entre las empresas privadas y las de propiedad estatal. En 2005, las petroleras privadas más importantes eran, en este orden: Exxon Mobil (EE.UU.), BP (Reino Unido) y Royal Dutch Shell (Holanda). A un poco más de distancia se sitúan Total (Francia), ChevronTexaco (EE.UU.) y ConocoPhillips (EE.UU.). Hay también otras más pequeñas como Repsol YPF (España y Argentina), ÖMV (Austria) o Neste (Finlandia).
Entre las petroleras estatales más importantes se pueden citar a PDVSA (Venezuela), Saudi Aramco (Arabia Saudita), Petroleos Mexicanos (México), Gazprom (Rusia), NIOC (Irán), Petrobras (Brasil), ENAP (Chile), Petronas (Malaysia), PetroChina (China) y Ente Nazionale Idrocarburi (Italia), siendo más conocida fuera de Italia su marca comercial Agip.
Historia de las refinerías
Desde finales de los años 1990 hasta 2003 se ha producido una concentración de empresas multinacionales, con las fusiones de Exxon con Mobil, de Chevron con Texaco, la compra de Amoco y Arco por BP, la unión de Phillips con Conoco, la compra de Elf y Petrofina por Total y de YPF por Repsol, entre otras. Todas estas fusiones estuvieron motivadas por la necesidad de reducir costes, dado el bajo precio del petróleo y los bajos márgenes de refino que había entonces.
Unidades
Crudo, vacío, reformado, isomerización de nafta ligera, alquilación, tratamiento de GLP, naftas y keroseno, MTBE, ETBE, HDS, gases, hidrocraqueo de gasoil de vacío, viscoreducción, FCC, coque, azufre, mezcla y aditivación de componentes en línea, desasfaltado/desparafinado de bases lubricantes, tanques y esferas, servicios auxiliares. También las refinerías cuentan con plantas petroquímicas, en las cuales se producen disolventes, hidrocarburos aromáticos, bases lubricantes, polímeros, etc.
• Sinopsis Histórica de la Refinación en Venezuela.
1882 : • La empresa venezolana Petrolia del Táchira construyó en La Alquitrana, cerca de Rubio, estado Táchira, un alambique de 15 barriles/día (b/d) de capacidad para destilar petróleo producido de sus pozos.
1900: • La Val de Travers Asphalt Company construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en el área de Pedernales, Delta Amacuro.
• La Uvalde Asphalt Paving Co. construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en Carrasquero, estado Zulia.
1910: • La New York & Bermúdez Company construyó en Guanoco, estado Sucre, una pequeña planta para tratamiento de asfalto.
1917: • La Caribbean Petroleum Company construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una refinería de 2.000 b/d de capacidad. Subsiguientes expansiones aumentaron su capacidad: 1926, 10.000 b/d; 1938, 38.000 barriles diarios.
1925: • La Lago Petroleum construyó en el área La Rosa/La Salina (Cabimas), estado Zulia, una refinería de 1.700 b/d de capacidad. Posteriores ampliaciones aumentaron su capacidad: 1938, 10.000 b/d; 1941, 20.000 b/d.
1929: • La West India Oil Company construyó en La Arriaga (Maracaibo), estado Zulia, una pequeña refinería de 2.500 b/d de capacidad.
• La Venezuelan Gulf Oil Company construyó en Cabimas, estado Zulia, una planta de 1.800 b/d de capacidad.
1929/31:• La Colon Development Company construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refinerías cuya capacidad combinada fue de 700 b/d.
1938: • La Standard Oil Company of Venezuela construyó en Caripito, estado Monagas, una refinería cuya capacidad inicial fue de 26.000 b/d. Expansiones: 1957: 60.000 b/d; 1961: 70.000 b/d.
1939: • La Mene Grande Oil Company construyó en Oficina, estado Anzóategui, una pequeña refinería de 900 b/d de capacidad.
• La Socony-Vacuum Oil Company construyó en Guario, estado Anzóategui, una pequeña refinería de 100 b/d de capacidad.
1947: • La Texas Petroleum Company inició operaciones de su refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/d de capacidad.
1949: • La Royal Dutch Shell inició en el estado Falcón las operaciones de la Refinería Cardón con capacidad para procesar 30.000 b/d
1950: • La Venezuelan Gulf Refining Co. arrancó su refinería con capacidad inicial de 30.000 b/d ubicada en Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Subsecuentes ampliaciones aumentaron su capacidad. 1974: 159.000 b/d.
• La Sinclair Oil and Refining Company inauguró su refinería de capacidad inicial de 30.000 b/d, ubicada en El Chaure, estado Anzoátegui. Ampliaciones posteriores aumentaron su capacidad. 1974: 40.000 b/d.
• Creole Petroleum Corporation inauguró en el estado Falcón, la Refinería de Amuay, con una capacidad inicial de procesamiento de 60.000 b/d.
1952: • La Phillips Petroleum Company construyó e inició operaciones de su refinería de 2.100 b/d de capacidad para producir parafina en su campo San Roque, estado Anzoátegui. Ampliada luego a 4.500 b/d y a 5.300 b/d.
1956: • La Richmond (luego Chevron) puso en funcionamiento la Refinería Bajo Grande, en el estado Zulia, con una capacidad de 15.000b/d. Posteriormente fue ampliada para procesar 57.000b/d para luego ser cerrada parcialmente en mayo de 1987, siendo operada en ese momento por Maraven. Actualmente procesa 16 MBD.
1958: • Comenzó operaciones la refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500 b/d, ubicada en Morón, estado Carabobo. La refinería fue luego traspasada (1964) a Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) y ampliada a 25.000 b/d.
1960: • La Mobil Oil Company construyó su refinería en El Palito, estado Carabobo, con una capacidad inicial de 55.000 b/d, que luego amplió a 80.000 b/d y más tarde a 106.000 b/d.
• Por primera vez, el volumen anual de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó a 859.195 b/d (136.612 m3/d).
1965: • El volumen de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó durante el año a 1.033.859 b/d (164.384 m3/d).
1967: • La Sinclair Oil Co. arrancó en su campo Sinco, estado Barinas, una pequeña refinería de 5.000 b/d de capacidad (800 m3/d).
• CVP logró acuerdos con la Creole Petroleum Corporation, la Shell, la Mene Grande, la Texas, la Mobil y la Phillips, para abastecer de gasolinas a las estaciones de la CVP.
1968: • Es inaugurada la expansión de la refinería de la CVP (18.500 b/d, 2.950 m3/d), en Morón, estado Carabobo
• La CVP y el Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) solicitaron ofertas para la construcción de una refinería de 157.000 b/d (25.000 m3/d) en el Zulia. En la compañía mixta las dos empresas controlarían, por lo menos, 51 % del capital. CVP abastecería la refinería con crudos pesados y dispondría de la mitad de las gasolinas producidas.
1970: • La Creole vendió a El Salvador el primer cargamento de azufre elemental procedente de la Refinería de Amuay, estado Falcón.
1974: • La CVP y la Shell firmaron un contrato sobre investigación de los crudos pesados venezolanos.
1975: • El 31 de Diciembre, quedan extinguidas totalmente las concesiones petroleras vigentes en el país.
1976: • EL 1 de Enero se pone en vigencia la Ley que reserva al Estado la Industria y Comercio de los hidrocarburos.
1977: • PDVSA formuló programas para el cambio de patrón de refinación de sus operadoras
1983: • Se inició la construcción de la expansión de la planta de Lubricantes en la Refinería de Amuay, estado Falcón, de Lagoven. Costo estimado del proyecto: Bs. 170 millones. Esta planta incrementará en 700 b/d la producción de bases lubricantes.
• Se concluyó satisfactoriamente el acuerdo firmado con la Veba Oel A.G. de Alemania Federal cuyo objetivo es la diversificación de mercados, profundización de las exportaciones y comercialización de los crudos pesados/extrapesados venezolanos.
1984: • El 24 de noviembre culminó en Valencia, estado Carabobo, el Primer Seminario sobre Refinación, auspiciado por PDVSA y sus empresas filiales.
• El 13 de diciembre ocurrió un extenso y voraz incendio en un complejo de la Refinería de Amuay, de Lagoven, quedando restablecidas en 1985 la producción y exportación de gasolina sin plomo y destilados y combustible residual de bajo azufre.
1985: • PDVSA tomó en arrendamiento por cinco años la refinería de Curazao, manejada por la nueva filial Isla.
1986: • El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela la adquisición del 50 % de las acciones de Nynas Petroleum, de Suecia, y también a aumentar su participación en las refinerías de la Ruhr Oel, de Alemania Occidental.
• Petróleos de Venezuela firmó carta de intención con la Union Pacific Corporation, empresa estadounidense, para comprarle la mitad de la Champlin Petroleum, de Tulsa, Oklahoma.
• Intevep recibió en Estados Unidos la primera patente del proceso para la conversión y mejoramiento de crudos pesados con alto contenido de metales y asfaltenos.
• El Grupo Químico, de las empresas Grupo Mendoza, comenzó a operar una planta de lubricantes químicos.
• Petróleos de Venezuela convino con la firma sueca Axel Johnson, la compra del 50 % de la Nynas Petroleum.
• El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela a comprar 50 % de la Citgo, de Tulsa, Oklahoma, importante refinadora y distribuidora de productos en los Estados Unidos.
• En 1986 Venezuela contó con siete refinerías en el país y ocho en el extranjero con una capacidad total instalada de refinación de 2 millones b/d. Durante el año, las refinerías del país procesaron 877.000 b/d de crudo, equivalente a 72 % de la capacidad instalada. La participación en la capacidad instalada en las refinerías del exterior fue de 388,9 miles de b/d, equivalente a 43,2 % del total.
1989: • Petróleos de Venezuela, dueña de la mitad de las acciones de la Champlin, compañía refinera ubicada en Corpus Christi, Texas, adquirió la otra mitad de las acciones.
1990: • La Refinería de Amuay, de Lagoven, celebró cuarenta años de operaciones ininterrumpidas.
• Petróleos de Venezuela adquirió la totalidad de las acciones de la Citgo.
• Citgo adquirió la mitad de las acciones de la empresa estadounidense Seaview, dueña de una refinería en Paulsboro, New Jersey.
1991: • Se completa el proyecto de Interacción Amuay- Cardón, permitiendo el intercambio de productos entre ambas refinerias a través de tres poliductos.
• Citgo adquirió toda la Champlin. Fortalece así su posición en el mercado de productos en el suroeste de los Estados Unidos.
• Citgo adquirió la totalidad de las acciones de Seaview y constituyó la nueva empresa Citgo Asphalt and Refining Company (CARCO).
• La empresa sueca Nynas Petroleum, en la que Petróleos de Venezuela es dueña del 50 % de las acciones, adquirió de la TARMAC el negocio de manufactura y distribución de asfalto de refinería en el Reino Unido y Suecia.
• Petróleos de Venezuela concretó acuerdos con la firma alemana Veba Oel A.G. para la adquisición parcial de la refinería de Schwedt y mayor participación en la refinería de Neustadt, ambas en Alemania.
1992: • La ejecución global de todas las obras del proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón (PARC), de Maraven, llegó a 78 % del total ese año y los desembolsos sumaron Bs. 159.500 millones.
• La capacidad instalada de refinación de Petróleos de Venezuela en Estados Unidos, a través de Citgo y sus filiales de propiedad total, llegó este año a 564.000 b/d, y 76.500 b/d (50 %) en la empresa Chicago/The Uno-Ven Co. Además, en Europa, PDVSA tiene capacidad porcentual instalada en nueve refinerías que suman 236.375 b/d y la Refinería Isla S.A. (Curazao), arrendada, con capacidad de 310.000 b/d. Total general en el extranjero: 1.186.875 b/d. Volumen de crudo procesado en el país: 940.000 b/d.
• En Europa, Nynas adquirió la empresa Briggs Oil, en Gran Bretaña, con instalaciones que incluyen dos refinerías: la de Dundee, en Escocia, como propiedad plena, y la de Eastham, cerca de Liverpool, Inglaterra, en un 50 %. Estas adquisiciones afianzan a Nynas en el mercado de asfalto y lubricantes en ese continente.
1993: • Citgo y Lyondell Petrochemical Company constituyeron en Estados Unidos la nueva empresa refinadora Lyondell-Citgo Refining Company Ltd., que mejorará y ampliará su actual refinería en Houston, Texas, con capacidad de 130.000 b/d de 22 °API para procesar 200.000 b/d de crudo de 17 °API. Citgo comercializará todos los productos de esta refinería. Citgo posee una gran flexibilidad operacional a través de sus refinerías de conversiónprofunda que le han permitido responder a los retos de la política ambiental y la racionalización de las actividades de refinación en los Estados Unidos.
• La prestigiosa revista Fortune menciona a Petróleos de Venezuela en el puesto 54 entre las empresas que más venden en el mundo.
• Citgo, a través de la refinería que tiene en Savannah, Georgia, con capacidad de 28.000 b/d, se convirtió en la compañía líder de asfalto terminado en la costa oriental de los Estados Unidos, al atender 41% del mercado.
1994: • Petróleos de Venezuela firmó un nuevo contrato de arrendamiento por veinte años para operar la Refinería Isla (Curazao).
1995: • En la refinería de Puerto la Cruz, se crea la Gerencia de Seguridad de los Procesos (STP), para lograr identificación, entendimiento y control oportuno de los riesgos en los procesos y evitar la ocurrencia e accidentes.
1996: • Maraven inauguró el jueves 14 de marzo las plantas e instalaciones conexas de su proyecto PARC (Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón).
1997: • Se fusionaron las Refinerías de Amuay y Cardón, incluyendo a Bajo Grande, para dar paso a lo que conoce como el centro de refinación más grande del mundo, el Centro de Refinación Paraguaná con un 71 % de la capacidad de refinación del país.
2000: • La capacidad instalada de procesamiento de crudo en Puerto la Cruz es de 200 mil barriles diarios.
2002: • Diciembre: PDVSA activa plan de contingencia ante paro cívico nacional.
• Tripulación paraliza actividad del buque Pilín León. Anclaje indefinido de la nave en el Lago de Maracaibo.
2003: • El 2 de enero con el respaldo de los trabajadores de PDVSA y de la Fuerza Armada, se reinicia el funcionamiento paulatino de las refinerías e industrias del país, cerradas por el paro. El proceso de normalización culminó varias semanas después.
• Para el 23 de Enero, se contabilizan 7 incendios en instalaciones, 7 eventos relacionados con la operación de tanqueros y 6 accidentes automovilísticos, principalmente relacionados con el transporte de productos de hidrocarburos en unidades cisternas.
2004: • La refinería El Palito empieza a exportar diesel a mercados internacionales.
2005: • Fallas Frecuentes: El Palito en la unidad de craqueo catalítico y Puerto La Cruz en planta de reformación catalítica. En Amuay, por falla eléctrica.
2006: • Apagón ocurrido el viernes 14/04/2006 que causó la paralización de operaciones en la Refinería Cardón del Complejo Refinador Paraguaná, lo cual activó las medidas de seguridad correspondientes dentro del Complejo Refinador de Pataguaná. Al iniciar el levantamiento de la refinería el domingo 16/04 ocurre una explosión en uno de los hornos lo cual genera el cierre del reformador catalítico que se encarga de convertir nafta en componentes de gasolina de alto octanaje con una producción de 54.000 barriles por día (b/d).
Amuay y Cardón han sufrido este año una serie de problemas, incluyendo la explosión en marzo de una planta de hidrógeno en Amuay que provocó la muerte de dos trabajadores.
• Las Trasnacionales y la Refinación.
En el contexto de los años 70 del pasado siglo XX se producen una serie de hechos geopolíticos de gran trascendencia internacional como por ejemplo, la crisis energética y el fortalecimiento de la OPEP en la defensa del negocio petrolero frente al cartel de las compañías. Ello viene a favorecer una nueva orientación en la política petrolera nacional, expresada en la reforma del Impuesto Sobre la Renta a los fines de aumentar el impuesto sobre los ingresos netos petroleros, la fijación estatal de los precios de exportación del petróleo venezolano, la Ley de Reversión Petrolera (1971), la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural (1971) y la Ley del Mercado Interno de los Hidrocarburos (1973). De esta manera, surgió la esperanza de abrir caminos en la búsqueda de una nacionalización que realmente fuera para el pueblo venezolano, que creara y afianzara la autonomía de decisión.
Paradójicamente, el Ejecutivo Nacional en la figura del Presidente Carlos Andrés Pérez formuló e introdujo una modificación sustancial al proyecto original de la Ley Orgánica que reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, que desvirtuó la esencia, propósito y razón de ser de una auténtica nacionalización, incluyendo que “En casos especiales y cuando así convenga al interés público, el Ejecutivo Nacional o los referidos entes podrán, en el ejercicio de cualquiera de las señaladas actividades, celebrar convenios de asociación con entes privados, con una participación tal que garantice el control por parte del Estado y con una duración determinada.”
Además, contra lo previsto, el Estado venezolano pasó a indemnizar a las concesionarias por más de cuatro mil trescientos millones de bolívares (Bs. 4.300.000.000), cantidad que superaba los beneficios que ellas pudieran haber alcanzado de continuar operando hasta 1983, fecha prevista para la reversión en las respectivas leyes anteriores.
Al momento de la nacionalización, los concesionarios quedaban obligados a mantener y conservar los bienes que estaban sujetos a reversión en perfectas condiciones de funcionamiento y pasarían a ser patrimonio nacional, libres de gravámenes y cargas, sin pago de indemnización, de manera tal que se preservase la continuidad operativa y no se causaran trastornos al desarrollo de las actividades petroleras ni a la vulnerable economía del país, pero a pesar de esto se detectaron infracciones relacionadas con el desmantelamiento de instalaciones petroleras.
El 2 de enero de 1976 cada compañía trasnacional matriz de cada antigua concesionaria privada fue convertida en una filial, con sus respectivos contratos de asistencia técnica y comercialización. Así la Creole pasó a llamarse Lagoven; la Shell, Maraven; la Mobil, Llanoven y otras diez filiales, todas ellas con nombres terminados en “ven”. Esta irracional estructura fue defendida argumentando que la nacionalización debería producir la menor alteración en la actividad operativa diaria. La alta gerencia de esas compañías transnacionales pasó a constituir los equipos gerenciales de estas “nuevas” filiales y los equipos técnicos y profesionales se mantuvieron prácticamente inalterados, todo ello bajo el pretexto de que el Estado venezolano desconocía los procesos de comercialización internacional del petróleo y no contaba con la tecnología apropiada para garantizar que la industria siguiera operando con la misma eficiencia.
Así, la actividad petrolera en el país quedó bajo la responsabilidad de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), como casa matriz, y sus 14 filiales, pero en realidad quedó en manos de los mismos que habían dominado el negocio petrolero antes de esta “nacionalización”. En 1977 se produjo la primera reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a 7 al absorber las más grandes a las pequeñas. Más tarde ese mismo año se redujeron las filiales a cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en 1986, a tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva reestructuración que eliminó esas filiales y creó tres grandes empresas funcionales de negocios que integraran la corporación PDVSA Petróleo y Gas: PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios, responsables de ejecutar la actividad operativa.
En orden de jerarquía, el Ministerio de Energía y Minas ocupaba el más alto nivel y bajo su responsabilidad quedaba definir el lineamiento principal para el sector petrolero. Le seguía en jerarquía PDVSA, la cual supervisa y controla a las operadoras. Finalmente, las filiales se encargan de ejecutar los planes y programas operativos de la industria. Esta estructura, sin embargo, será desconocida por PDVSA, la cual llega a convertirse en el centro principal, y casi exclusivo, del diseño de políticas nacionales en materia petrolera.
Para poder hacer frente a este “desconocimiento técnico y atraso tecnológico”, en 1977, PDVSA formula programas para el cambio de patrón de refinación de sus operadoras de El Palito, de Corpoven; Amuay, de Lagoven; y Cardón, de Maraven.
En 1981, a fin de año, concluyó el proyecto de Cambio de Patrón de Refinación en la Refinería El Palito, de Corpoven, estado Carabobo, a un costo de $US 433 millones.
En 1983, concluye el proyecto en la Refinería de Amuay, representando una inversión de Bs. 8.268 millones.
Al vencimiento de los convenios de asistencia tecnológica el 31 de diciembre de 1979, PDVSA y sus filiales lograron, términos más razonables y adecuados. Los patrones de rendimiento de las refinerías de El Palito y Amuay se cambiaron para permitir el procesamiento de mayor proporción de petróleos crudos pesados, disminuir el volumen de los productos residuales y obtener más gasolinas y destilados livianos.
II.- ASPECTOS TÉCNICOS.
• Estructura física de una Refinería.
CONTINUARA...
La industria del petróleo es la más grande y la que más se puede extender
de las industrias químicas de proceso. El impacto que tiene en la economía
y en la vida, no solamente nacional sino mundial, es tremendo. Además, de
que es la más compleja, física y químicamente hablando, de todas las industrias
químicas de proceso.
La operación de una refinería de petróleo es muy compleja también y
para reducir esta complejidad al entendimiento de un grupo de procesos
se requiere del conocimiento fundamental de los mismos. Por lo tanto, en
esta obra describimos en términos generales una refinería típica de petróleo,
discutimos también en forma genérica las unidades de procesamiento
que la conforman y a su vez describimos la relación funcional que tienen
dichas unidades de procesamiento o procesos con equipos clave como torres
de destilación, bombas, compresoras, turbinas, cambiadores de calor,
expansores, etc.; por otro lado, realizamos un análisis de los fundamentos
termodinámicos en que se basa el funcionamiento de los equipos mencionados
y sobre los fundamentos que rigen la transferencia ya sea de momentum,
de calor o de masa que se llevan a cabo en cada equipo.
Además,presentamos un panorama de la simulación que se puede realizar de un proceso utilizando modelos matemáticos que describen en forma aproximada el funcionamiento de los equipos mencionados.
El objetivo global que perseguimos es que sea el vehículo a través del
cual se actualice a un ingeniero de proceso en sus conocimientos fundamentales
de termodinámica y fenómenos de transferencia, así como iniciarlo
en el campo de la simulación de procesos.
Como objetivos secundarios pretendemos con este libro que el lector
sea capaz de:
1. Conocer las operaciones principales en una refinería de petróleo.
2. Conocer los equipos que se pueden identificar en las operaciones
principales en la refinería.
3. Realizar balances de materia, energía y entropía en un equipo de
los que se encuentran en la operación de una refinería, identificando
las entradas y salidas.
4. Analizar la o las transferencias de momentum, calor y masa que se
estén llevando a cabo en un equipo.
5. Conocer los pasos fundamentales para la simulación de la operación
de un equipo.
6. Ayudar a desarrollar la habilidad para realizar un análisis crítico
de ingeniería de proceso en las operaciones principales que se pueden
encontrar en una refinería de petróleo.
El trabajo no incluye un tratamiento matemático riguroso de las
ecuaciones que en él se presentan; es decir, se da por sentado que el lector
cuenta con los antecedentes académicos necesarios para tomar como ciertas
todas las formulaciones de las leyes y de los principios involucrados en
el libro. Tampoco incluye la parte económica relacionada con la inversión
que se requiere para la instalación de una planta con cualquiera de los procesos
que se tratan en el libro; en este aspecto se recomienda consultar la
obra de Speight (1991).
La primera pregunta que se hace uno alrededor del petróleo es la de:
¿qué se hace en una refinería de petróleo? A continuación se responde en
términos de la utilidad que tiene para el ser humano.
Una refinería es una planta de manufactura de productos químicos y
combustibles.
Proceso de refino
El primer paso en el proceso de refino o refinación es la destilación atmosférica realizada en las unidades de crudo. El crudo calentado entra en la torre de crudo en la que se separan los diferentes componentes del petróleo según sus puntos de ebullición. Obtenemos GLP, nafta, keroseno, gasóleo y un componente residual llamado residuo atmosférico. Este residuo se calienta y entra a las unidades de vacío en las que se extrae el gasoil de vacío, dejando como producto residual el residuo de vacío. (Ver destilación del petróleo)
Los productos obtenidos se tratan para conseguir productos comerciales en la forma siguiente:
Los gases ligeros (metano y etano) se endulzan para eliminar el ácido sulfhídrico y se aprovechan como combustible en la propia refinería.
El GLP se separa en propano y butano que son envasados a presión o usados como materia prima para producir etileno y propileno y combustible para automóviles.
Las naftas se tratan en las unidades de reformado catalítico para mejorar sus cualidades y se mezclan para obtener gasolinas comerciales. La fracción ligera de la nafta también se procesa en unidades de isomerización para mejorar su índice de octano; asimismo puede ser usada para producir etileno y propileno.
El keroseno es tratado para cumplir las especificaciones de combustible para aviación o para usarse en la formulación del diésel de automoción.
El gasóleo se lleva a las unidades de hidrodesulfuración, donde se reduce su contenido en azufre, tras lo cual se usa para formular diésel de automoción o gasóleo de calefacción.
El gasoil de vacío no es un producto final. Se lleva a las unidades de FCC (cracking catalítico fluido) donde a elevada temperatura y con presencia de un catalizador en polvo sus largas moléculas se rompen y se transforman en componentes más ligeros como GLP, naftas o gasóleos. El gasoil de vacío también puede convertirse en las unidades de hidrocraqueo, donde a unos 400-440 °C y alta presión, en presencia de catalizadores apropiados, se transforma también en GLP, naftas o gasóleos libres de azufre. Estas unidades producen un gasóleo de mejor calidad (con mejor índice de octano) que las unidades de FCC.
El residuo de vacío se puede utilizar como asfalto o bien someterlo a altísimas temperaturas en las unidades de coque en las que se producen componentes más ligeros y carbón de coque que puede calcinarse para formar carbón verde. Este residuo de vacío también puede ser usado para fabricar fuelóleo, bien directamente o previa su conversión térmica en unidades de viscorreducción.
En todas las refinerías se produce también azufre sólido, como subproducto, debido a las limitaciones impuestas a la emisión del dióxido de azufre a la atmósfera.
Una refinería media procesa entre 15.000 y 30.000 m3 de petróleo cada día. Los complejos refinadores más grandes del mundo en 2004, situados en Venezuela, llegan a procesar más de 100.000 m3 al día.
Principales empresas petroleras
Podemos distinguir entre las empresas privadas y las de propiedad estatal. En 2005, las petroleras privadas más importantes eran, en este orden: Exxon Mobil (EE.UU.), BP (Reino Unido) y Royal Dutch Shell (Holanda). A un poco más de distancia se sitúan Total (Francia), ChevronTexaco (EE.UU.) y ConocoPhillips (EE.UU.). Hay también otras más pequeñas como Repsol YPF (España y Argentina), ÖMV (Austria) o Neste (Finlandia).
Entre las petroleras estatales más importantes se pueden citar a PDVSA (Venezuela), Saudi Aramco (Arabia Saudita), Petroleos Mexicanos (México), Gazprom (Rusia), NIOC (Irán), Petrobras (Brasil), ENAP (Chile), Petronas (Malaysia), PetroChina (China) y Ente Nazionale Idrocarburi (Italia), siendo más conocida fuera de Italia su marca comercial Agip.
Historia de las refinerías
Desde finales de los años 1990 hasta 2003 se ha producido una concentración de empresas multinacionales, con las fusiones de Exxon con Mobil, de Chevron con Texaco, la compra de Amoco y Arco por BP, la unión de Phillips con Conoco, la compra de Elf y Petrofina por Total y de YPF por Repsol, entre otras. Todas estas fusiones estuvieron motivadas por la necesidad de reducir costes, dado el bajo precio del petróleo y los bajos márgenes de refino que había entonces.
Unidades
Crudo, vacío, reformado, isomerización de nafta ligera, alquilación, tratamiento de GLP, naftas y keroseno, MTBE, ETBE, HDS, gases, hidrocraqueo de gasoil de vacío, viscoreducción, FCC, coque, azufre, mezcla y aditivación de componentes en línea, desasfaltado/desparafinado de bases lubricantes, tanques y esferas, servicios auxiliares. También las refinerías cuentan con plantas petroquímicas, en las cuales se producen disolventes, hidrocarburos aromáticos, bases lubricantes, polímeros, etc.
• Sinopsis Histórica de la Refinación en Venezuela.
1882 : • La empresa venezolana Petrolia del Táchira construyó en La Alquitrana, cerca de Rubio, estado Táchira, un alambique de 15 barriles/día (b/d) de capacidad para destilar petróleo producido de sus pozos.
1900: • La Val de Travers Asphalt Company construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en el área de Pedernales, Delta Amacuro.
• La Uvalde Asphalt Paving Co. construyó una pequeña planta para tratamiento de asfalto en Carrasquero, estado Zulia.
1910: • La New York & Bermúdez Company construyó en Guanoco, estado Sucre, una pequeña planta para tratamiento de asfalto.
1917: • La Caribbean Petroleum Company construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una refinería de 2.000 b/d de capacidad. Subsiguientes expansiones aumentaron su capacidad: 1926, 10.000 b/d; 1938, 38.000 barriles diarios.
1925: • La Lago Petroleum construyó en el área La Rosa/La Salina (Cabimas), estado Zulia, una refinería de 1.700 b/d de capacidad. Posteriores ampliaciones aumentaron su capacidad: 1938, 10.000 b/d; 1941, 20.000 b/d.
1929: • La West India Oil Company construyó en La Arriaga (Maracaibo), estado Zulia, una pequeña refinería de 2.500 b/d de capacidad.
• La Venezuelan Gulf Oil Company construyó en Cabimas, estado Zulia, una planta de 1.800 b/d de capacidad.
1929/31:• La Colon Development Company construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refinerías cuya capacidad combinada fue de 700 b/d.
1938: • La Standard Oil Company of Venezuela construyó en Caripito, estado Monagas, una refinería cuya capacidad inicial fue de 26.000 b/d. Expansiones: 1957: 60.000 b/d; 1961: 70.000 b/d.
1939: • La Mene Grande Oil Company construyó en Oficina, estado Anzóategui, una pequeña refinería de 900 b/d de capacidad.
• La Socony-Vacuum Oil Company construyó en Guario, estado Anzóategui, una pequeña refinería de 100 b/d de capacidad.
1947: • La Texas Petroleum Company inició operaciones de su refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/d de capacidad.
1949: • La Royal Dutch Shell inició en el estado Falcón las operaciones de la Refinería Cardón con capacidad para procesar 30.000 b/d
1950: • La Venezuelan Gulf Refining Co. arrancó su refinería con capacidad inicial de 30.000 b/d ubicada en Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Subsecuentes ampliaciones aumentaron su capacidad. 1974: 159.000 b/d.
• La Sinclair Oil and Refining Company inauguró su refinería de capacidad inicial de 30.000 b/d, ubicada en El Chaure, estado Anzoátegui. Ampliaciones posteriores aumentaron su capacidad. 1974: 40.000 b/d.
• Creole Petroleum Corporation inauguró en el estado Falcón, la Refinería de Amuay, con una capacidad inicial de procesamiento de 60.000 b/d.
1952: • La Phillips Petroleum Company construyó e inició operaciones de su refinería de 2.100 b/d de capacidad para producir parafina en su campo San Roque, estado Anzoátegui. Ampliada luego a 4.500 b/d y a 5.300 b/d.
1956: • La Richmond (luego Chevron) puso en funcionamiento la Refinería Bajo Grande, en el estado Zulia, con una capacidad de 15.000b/d. Posteriormente fue ampliada para procesar 57.000b/d para luego ser cerrada parcialmente en mayo de 1987, siendo operada en ese momento por Maraven. Actualmente procesa 16 MBD.
1958: • Comenzó operaciones la refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500 b/d, ubicada en Morón, estado Carabobo. La refinería fue luego traspasada (1964) a Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) y ampliada a 25.000 b/d.
1960: • La Mobil Oil Company construyó su refinería en El Palito, estado Carabobo, con una capacidad inicial de 55.000 b/d, que luego amplió a 80.000 b/d y más tarde a 106.000 b/d.
• Por primera vez, el volumen anual de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó a 859.195 b/d (136.612 m3/d).
1965: • El volumen de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó durante el año a 1.033.859 b/d (164.384 m3/d).
1967: • La Sinclair Oil Co. arrancó en su campo Sinco, estado Barinas, una pequeña refinería de 5.000 b/d de capacidad (800 m3/d).
• CVP logró acuerdos con la Creole Petroleum Corporation, la Shell, la Mene Grande, la Texas, la Mobil y la Phillips, para abastecer de gasolinas a las estaciones de la CVP.
1968: • Es inaugurada la expansión de la refinería de la CVP (18.500 b/d, 2.950 m3/d), en Morón, estado Carabobo
• La CVP y el Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) solicitaron ofertas para la construcción de una refinería de 157.000 b/d (25.000 m3/d) en el Zulia. En la compañía mixta las dos empresas controlarían, por lo menos, 51 % del capital. CVP abastecería la refinería con crudos pesados y dispondría de la mitad de las gasolinas producidas.
1970: • La Creole vendió a El Salvador el primer cargamento de azufre elemental procedente de la Refinería de Amuay, estado Falcón.
1974: • La CVP y la Shell firmaron un contrato sobre investigación de los crudos pesados venezolanos.
1975: • El 31 de Diciembre, quedan extinguidas totalmente las concesiones petroleras vigentes en el país.
1976: • EL 1 de Enero se pone en vigencia la Ley que reserva al Estado la Industria y Comercio de los hidrocarburos.
1977: • PDVSA formuló programas para el cambio de patrón de refinación de sus operadoras
1983: • Se inició la construcción de la expansión de la planta de Lubricantes en la Refinería de Amuay, estado Falcón, de Lagoven. Costo estimado del proyecto: Bs. 170 millones. Esta planta incrementará en 700 b/d la producción de bases lubricantes.
• Se concluyó satisfactoriamente el acuerdo firmado con la Veba Oel A.G. de Alemania Federal cuyo objetivo es la diversificación de mercados, profundización de las exportaciones y comercialización de los crudos pesados/extrapesados venezolanos.
1984: • El 24 de noviembre culminó en Valencia, estado Carabobo, el Primer Seminario sobre Refinación, auspiciado por PDVSA y sus empresas filiales.
• El 13 de diciembre ocurrió un extenso y voraz incendio en un complejo de la Refinería de Amuay, de Lagoven, quedando restablecidas en 1985 la producción y exportación de gasolina sin plomo y destilados y combustible residual de bajo azufre.
1985: • PDVSA tomó en arrendamiento por cinco años la refinería de Curazao, manejada por la nueva filial Isla.
1986: • El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela la adquisición del 50 % de las acciones de Nynas Petroleum, de Suecia, y también a aumentar su participación en las refinerías de la Ruhr Oel, de Alemania Occidental.
• Petróleos de Venezuela firmó carta de intención con la Union Pacific Corporation, empresa estadounidense, para comprarle la mitad de la Champlin Petroleum, de Tulsa, Oklahoma.
• Intevep recibió en Estados Unidos la primera patente del proceso para la conversión y mejoramiento de crudos pesados con alto contenido de metales y asfaltenos.
• El Grupo Químico, de las empresas Grupo Mendoza, comenzó a operar una planta de lubricantes químicos.
• Petróleos de Venezuela convino con la firma sueca Axel Johnson, la compra del 50 % de la Nynas Petroleum.
• El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela a comprar 50 % de la Citgo, de Tulsa, Oklahoma, importante refinadora y distribuidora de productos en los Estados Unidos.
• En 1986 Venezuela contó con siete refinerías en el país y ocho en el extranjero con una capacidad total instalada de refinación de 2 millones b/d. Durante el año, las refinerías del país procesaron 877.000 b/d de crudo, equivalente a 72 % de la capacidad instalada. La participación en la capacidad instalada en las refinerías del exterior fue de 388,9 miles de b/d, equivalente a 43,2 % del total.
1989: • Petróleos de Venezuela, dueña de la mitad de las acciones de la Champlin, compañía refinera ubicada en Corpus Christi, Texas, adquirió la otra mitad de las acciones.
1990: • La Refinería de Amuay, de Lagoven, celebró cuarenta años de operaciones ininterrumpidas.
• Petróleos de Venezuela adquirió la totalidad de las acciones de la Citgo.
• Citgo adquirió la mitad de las acciones de la empresa estadounidense Seaview, dueña de una refinería en Paulsboro, New Jersey.
1991: • Se completa el proyecto de Interacción Amuay- Cardón, permitiendo el intercambio de productos entre ambas refinerias a través de tres poliductos.
• Citgo adquirió toda la Champlin. Fortalece así su posición en el mercado de productos en el suroeste de los Estados Unidos.
• Citgo adquirió la totalidad de las acciones de Seaview y constituyó la nueva empresa Citgo Asphalt and Refining Company (CARCO).
• La empresa sueca Nynas Petroleum, en la que Petróleos de Venezuela es dueña del 50 % de las acciones, adquirió de la TARMAC el negocio de manufactura y distribución de asfalto de refinería en el Reino Unido y Suecia.
• Petróleos de Venezuela concretó acuerdos con la firma alemana Veba Oel A.G. para la adquisición parcial de la refinería de Schwedt y mayor participación en la refinería de Neustadt, ambas en Alemania.
1992: • La ejecución global de todas las obras del proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón (PARC), de Maraven, llegó a 78 % del total ese año y los desembolsos sumaron Bs. 159.500 millones.
• La capacidad instalada de refinación de Petróleos de Venezuela en Estados Unidos, a través de Citgo y sus filiales de propiedad total, llegó este año a 564.000 b/d, y 76.500 b/d (50 %) en la empresa Chicago/The Uno-Ven Co. Además, en Europa, PDVSA tiene capacidad porcentual instalada en nueve refinerías que suman 236.375 b/d y la Refinería Isla S.A. (Curazao), arrendada, con capacidad de 310.000 b/d. Total general en el extranjero: 1.186.875 b/d. Volumen de crudo procesado en el país: 940.000 b/d.
• En Europa, Nynas adquirió la empresa Briggs Oil, en Gran Bretaña, con instalaciones que incluyen dos refinerías: la de Dundee, en Escocia, como propiedad plena, y la de Eastham, cerca de Liverpool, Inglaterra, en un 50 %. Estas adquisiciones afianzan a Nynas en el mercado de asfalto y lubricantes en ese continente.
1993: • Citgo y Lyondell Petrochemical Company constituyeron en Estados Unidos la nueva empresa refinadora Lyondell-Citgo Refining Company Ltd., que mejorará y ampliará su actual refinería en Houston, Texas, con capacidad de 130.000 b/d de 22 °API para procesar 200.000 b/d de crudo de 17 °API. Citgo comercializará todos los productos de esta refinería. Citgo posee una gran flexibilidad operacional a través de sus refinerías de conversiónprofunda que le han permitido responder a los retos de la política ambiental y la racionalización de las actividades de refinación en los Estados Unidos.
• La prestigiosa revista Fortune menciona a Petróleos de Venezuela en el puesto 54 entre las empresas que más venden en el mundo.
• Citgo, a través de la refinería que tiene en Savannah, Georgia, con capacidad de 28.000 b/d, se convirtió en la compañía líder de asfalto terminado en la costa oriental de los Estados Unidos, al atender 41% del mercado.
1994: • Petróleos de Venezuela firmó un nuevo contrato de arrendamiento por veinte años para operar la Refinería Isla (Curazao).
1995: • En la refinería de Puerto la Cruz, se crea la Gerencia de Seguridad de los Procesos (STP), para lograr identificación, entendimiento y control oportuno de los riesgos en los procesos y evitar la ocurrencia e accidentes.
1996: • Maraven inauguró el jueves 14 de marzo las plantas e instalaciones conexas de su proyecto PARC (Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón).
1997: • Se fusionaron las Refinerías de Amuay y Cardón, incluyendo a Bajo Grande, para dar paso a lo que conoce como el centro de refinación más grande del mundo, el Centro de Refinación Paraguaná con un 71 % de la capacidad de refinación del país.
2000: • La capacidad instalada de procesamiento de crudo en Puerto la Cruz es de 200 mil barriles diarios.
2002: • Diciembre: PDVSA activa plan de contingencia ante paro cívico nacional.
• Tripulación paraliza actividad del buque Pilín León. Anclaje indefinido de la nave en el Lago de Maracaibo.
2003: • El 2 de enero con el respaldo de los trabajadores de PDVSA y de la Fuerza Armada, se reinicia el funcionamiento paulatino de las refinerías e industrias del país, cerradas por el paro. El proceso de normalización culminó varias semanas después.
• Para el 23 de Enero, se contabilizan 7 incendios en instalaciones, 7 eventos relacionados con la operación de tanqueros y 6 accidentes automovilísticos, principalmente relacionados con el transporte de productos de hidrocarburos en unidades cisternas.
2004: • La refinería El Palito empieza a exportar diesel a mercados internacionales.
2005: • Fallas Frecuentes: El Palito en la unidad de craqueo catalítico y Puerto La Cruz en planta de reformación catalítica. En Amuay, por falla eléctrica.
2006: • Apagón ocurrido el viernes 14/04/2006 que causó la paralización de operaciones en la Refinería Cardón del Complejo Refinador Paraguaná, lo cual activó las medidas de seguridad correspondientes dentro del Complejo Refinador de Pataguaná. Al iniciar el levantamiento de la refinería el domingo 16/04 ocurre una explosión en uno de los hornos lo cual genera el cierre del reformador catalítico que se encarga de convertir nafta en componentes de gasolina de alto octanaje con una producción de 54.000 barriles por día (b/d).
Amuay y Cardón han sufrido este año una serie de problemas, incluyendo la explosión en marzo de una planta de hidrógeno en Amuay que provocó la muerte de dos trabajadores.
• Las Trasnacionales y la Refinación.
En el contexto de los años 70 del pasado siglo XX se producen una serie de hechos geopolíticos de gran trascendencia internacional como por ejemplo, la crisis energética y el fortalecimiento de la OPEP en la defensa del negocio petrolero frente al cartel de las compañías. Ello viene a favorecer una nueva orientación en la política petrolera nacional, expresada en la reforma del Impuesto Sobre la Renta a los fines de aumentar el impuesto sobre los ingresos netos petroleros, la fijación estatal de los precios de exportación del petróleo venezolano, la Ley de Reversión Petrolera (1971), la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural (1971) y la Ley del Mercado Interno de los Hidrocarburos (1973). De esta manera, surgió la esperanza de abrir caminos en la búsqueda de una nacionalización que realmente fuera para el pueblo venezolano, que creara y afianzara la autonomía de decisión.
Paradójicamente, el Ejecutivo Nacional en la figura del Presidente Carlos Andrés Pérez formuló e introdujo una modificación sustancial al proyecto original de la Ley Orgánica que reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos, que desvirtuó la esencia, propósito y razón de ser de una auténtica nacionalización, incluyendo que “En casos especiales y cuando así convenga al interés público, el Ejecutivo Nacional o los referidos entes podrán, en el ejercicio de cualquiera de las señaladas actividades, celebrar convenios de asociación con entes privados, con una participación tal que garantice el control por parte del Estado y con una duración determinada.”
Además, contra lo previsto, el Estado venezolano pasó a indemnizar a las concesionarias por más de cuatro mil trescientos millones de bolívares (Bs. 4.300.000.000), cantidad que superaba los beneficios que ellas pudieran haber alcanzado de continuar operando hasta 1983, fecha prevista para la reversión en las respectivas leyes anteriores.
Al momento de la nacionalización, los concesionarios quedaban obligados a mantener y conservar los bienes que estaban sujetos a reversión en perfectas condiciones de funcionamiento y pasarían a ser patrimonio nacional, libres de gravámenes y cargas, sin pago de indemnización, de manera tal que se preservase la continuidad operativa y no se causaran trastornos al desarrollo de las actividades petroleras ni a la vulnerable economía del país, pero a pesar de esto se detectaron infracciones relacionadas con el desmantelamiento de instalaciones petroleras.
El 2 de enero de 1976 cada compañía trasnacional matriz de cada antigua concesionaria privada fue convertida en una filial, con sus respectivos contratos de asistencia técnica y comercialización. Así la Creole pasó a llamarse Lagoven; la Shell, Maraven; la Mobil, Llanoven y otras diez filiales, todas ellas con nombres terminados en “ven”. Esta irracional estructura fue defendida argumentando que la nacionalización debería producir la menor alteración en la actividad operativa diaria. La alta gerencia de esas compañías transnacionales pasó a constituir los equipos gerenciales de estas “nuevas” filiales y los equipos técnicos y profesionales se mantuvieron prácticamente inalterados, todo ello bajo el pretexto de que el Estado venezolano desconocía los procesos de comercialización internacional del petróleo y no contaba con la tecnología apropiada para garantizar que la industria siguiera operando con la misma eficiencia.
Así, la actividad petrolera en el país quedó bajo la responsabilidad de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), como casa matriz, y sus 14 filiales, pero en realidad quedó en manos de los mismos que habían dominado el negocio petrolero antes de esta “nacionalización”. En 1977 se produjo la primera reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a 7 al absorber las más grandes a las pequeñas. Más tarde ese mismo año se redujeron las filiales a cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en 1986, a tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva reestructuración que eliminó esas filiales y creó tres grandes empresas funcionales de negocios que integraran la corporación PDVSA Petróleo y Gas: PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios, responsables de ejecutar la actividad operativa.
En orden de jerarquía, el Ministerio de Energía y Minas ocupaba el más alto nivel y bajo su responsabilidad quedaba definir el lineamiento principal para el sector petrolero. Le seguía en jerarquía PDVSA, la cual supervisa y controla a las operadoras. Finalmente, las filiales se encargan de ejecutar los planes y programas operativos de la industria. Esta estructura, sin embargo, será desconocida por PDVSA, la cual llega a convertirse en el centro principal, y casi exclusivo, del diseño de políticas nacionales en materia petrolera.
Para poder hacer frente a este “desconocimiento técnico y atraso tecnológico”, en 1977, PDVSA formula programas para el cambio de patrón de refinación de sus operadoras de El Palito, de Corpoven; Amuay, de Lagoven; y Cardón, de Maraven.
En 1981, a fin de año, concluyó el proyecto de Cambio de Patrón de Refinación en la Refinería El Palito, de Corpoven, estado Carabobo, a un costo de $US 433 millones.
En 1983, concluye el proyecto en la Refinería de Amuay, representando una inversión de Bs. 8.268 millones.
Al vencimiento de los convenios de asistencia tecnológica el 31 de diciembre de 1979, PDVSA y sus filiales lograron, términos más razonables y adecuados. Los patrones de rendimiento de las refinerías de El Palito y Amuay se cambiaron para permitir el procesamiento de mayor proporción de petróleos crudos pesados, disminuir el volumen de los productos residuales y obtener más gasolinas y destilados livianos.
II.- ASPECTOS TÉCNICOS.
• Estructura física de una Refinería.
CONTINUARA...
Tuberias de revestimiento
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Es la que se introduce en el hoyo perforado y es cementada logrando la protección de las paredes del pozo, todo ello para finalmente permitirle el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Esta se escoge dependiendo de las condiciones de presión, temperatura y profundidad reinantes en cada zona.
Los revestidores se diseñan en forma de “V” para darle una mayor estabilidad al pozo, en vista de que las fuerzas están mejormente distribuidas. Cabe destacar que en los pozos puede haber hasta dos revestidores intermedios pero ello va a depender de la profundidad que tenga el pozo.
Selección
La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo.
El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico, mediante pozos vecinos, dada por las informaciones de geólogos, en base al estudio de la sísmica (Pozos Nuevos) se debe conocer:
1. Presión del pozo y de fractura, hasta la profundidad final.
2. Distribución de temperaturas.
3. Funciones actuales y futuras del pozo.
Consecutivamente, al poseer estos datos procedemos a:
1. Seleccionar la profundidad de asentamiento (Depende de la distribución de Presiones).
2. Seleccionar los diámetros más apropiados de las diferentes sartas de revestimiento (Depende del caudal “Qo” de petróleo que se piensa extraer).
3. Seleccionar material y espesores requeridos para obtener una sarta segura a un costo razonable (Depende de la presión, temperatura y corrosión).
Funciones
La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica.
Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:
a. Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.
b. Evitar contaminaciones de aguas superficiales.
c. Suministrar un control de las presiones de formación.
d. Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
e. Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.
f. Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.
g. Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción.
Características
Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente.
El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.
Factores técnicos y económicos
La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo.
La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario.
Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc.
La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.
Cargas a las que están Sometidos
Cargas por estallido
El criterio para el estallido se basa normalmente en la máxima presión de formación que resulta al tomar un influjo durante la perforación de la siguiente sección del agujero.
Cargas por Colapso
Esta se da cuando la presión se genera por la columna de lodo de perforación que llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior del revestidor vacio.
Debido a que la presión hidrostática de una columna aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
Cargas por Tensión
La mayor parte de la tensión axial proviene del peso mismo del revestidor otras cargas tensionales pueden deberse a doblamiento, arrastre, cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta es como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.
TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
Conductor:
Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s.
Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.
Superficie:
Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie.
Intermedio:
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre
11000’ y 12000’.
Producción:
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo.
Tipos de Tuberías de Producción
Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora:
Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.
Camisa o “Liner” de Producción:
Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción.
Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.
Tie Back:
Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial.
El tie back aísla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continúa la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.
Tubería de Producción:
Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.
Funciones de los Revestidores
Conductor
1) (Hoyo conductor o sello conductor) Reduce al mínimo las pérdidas de circulación a poca profundidad (revestidor conductor).
2) Sirve como conducto de regreso a la superficie del fluido de perforación al comienzo de la perforación.
3) Minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del taladro.
4) Protege a los revestidores subsiguientes de la erosión.
5) Sirve de soporte de la BOP o válvulas Impide Reventones.
Superficial
1) Sirve de apoyo para las BOP.
2) Protege las arenas someras contentivas de agua, de la contaminación.
3) Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados.
4) Soporta y protege de la corrosión a los revestidores subsiguientes.
5) Proporcionan resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad.
Intermedio
1) Puede ser camisa de producción o TieBack.
2) Permite cargar grandes pesos de fluidos de perforación sin amenazar las perforaciones someras.
3) Controla las zonas de sal y de lutitas desmoronables.
Producción
1) Protege el ambiente en caso de una falla de tubería.
2) Permite cambiar o reparar la tubería de producción.
3) Aísla la zona productora.
4) Crea un conducto de dimensiones conocidas.
Tubería de Producción
1) Constituye el conducto por donde fluye el fluido en la fase de producción.
2) Sirve para controlar la presión del Yacimiento.
3) Permite la estimulación del Yacimiento.
Es la que se introduce en el hoyo perforado y es cementada logrando la protección de las paredes del pozo, todo ello para finalmente permitirle el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Esta se escoge dependiendo de las condiciones de presión, temperatura y profundidad reinantes en cada zona.
Los revestidores se diseñan en forma de “V” para darle una mayor estabilidad al pozo, en vista de que las fuerzas están mejormente distribuidas. Cabe destacar que en los pozos puede haber hasta dos revestidores intermedios pero ello va a depender de la profundidad que tenga el pozo.
Selección
La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo.
El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y económico, mediante pozos vecinos, dada por las informaciones de geólogos, en base al estudio de la sísmica (Pozos Nuevos) se debe conocer:
1. Presión del pozo y de fractura, hasta la profundidad final.
2. Distribución de temperaturas.
3. Funciones actuales y futuras del pozo.
Consecutivamente, al poseer estos datos procedemos a:
1. Seleccionar la profundidad de asentamiento (Depende de la distribución de Presiones).
2. Seleccionar los diámetros más apropiados de las diferentes sartas de revestimiento (Depende del caudal “Qo” de petróleo que se piensa extraer).
3. Seleccionar material y espesores requeridos para obtener una sarta segura a un costo razonable (Depende de la presión, temperatura y corrosión).
Funciones
La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica.
Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:
a. Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.
b. Evitar contaminaciones de aguas superficiales.
c. Suministrar un control de las presiones de formación.
d. Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.
e. Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés.
f. Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.
g. Facilitar la instalación del equipo de superficie y de producción.
Características
Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente.
El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.
Factores técnicos y económicos
La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo.
La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es realmente necesario.
Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc.
La tubería debe tener una superficie lo más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.
Cargas a las que están Sometidos
Cargas por estallido
El criterio para el estallido se basa normalmente en la máxima presión de formación que resulta al tomar un influjo durante la perforación de la siguiente sección del agujero.
Cargas por Colapso
Esta se da cuando la presión se genera por la columna de lodo de perforación que llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior del revestidor vacio.
Debido a que la presión hidrostática de una columna aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
Cargas por Tensión
La mayor parte de la tensión axial proviene del peso mismo del revestidor otras cargas tensionales pueden deberse a doblamiento, arrastre, cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta es como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.
TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
Conductor:
Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s.
Se utiliza para reforzar la sección superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.
Superficie:
Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie.
Intermedio:
Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre
11000’ y 12000’.
Producción:
Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”) durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo.
Tipos de Tuberías de Producción
Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora:
Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.
Camisa o “Liner” de Producción:
Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción.
Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie. En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.
Tie Back:
Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial.
El tie back aísla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continúa la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.
Tubería de Producción:
Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse o repararse durante la vida del pozo.
Funciones de los Revestidores
Conductor
1) (Hoyo conductor o sello conductor) Reduce al mínimo las pérdidas de circulación a poca profundidad (revestidor conductor).
2) Sirve como conducto de regreso a la superficie del fluido de perforación al comienzo de la perforación.
3) Minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del taladro.
4) Protege a los revestidores subsiguientes de la erosión.
5) Sirve de soporte de la BOP o válvulas Impide Reventones.
Superficial
1) Sirve de apoyo para las BOP.
2) Protege las arenas someras contentivas de agua, de la contaminación.
3) Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados.
4) Soporta y protege de la corrosión a los revestidores subsiguientes.
5) Proporcionan resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad.
Intermedio
1) Puede ser camisa de producción o TieBack.
2) Permite cargar grandes pesos de fluidos de perforación sin amenazar las perforaciones someras.
3) Controla las zonas de sal y de lutitas desmoronables.
Producción
1) Protege el ambiente en caso de una falla de tubería.
2) Permite cambiar o reparar la tubería de producción.
3) Aísla la zona productora.
4) Crea un conducto de dimensiones conocidas.
Tubería de Producción
1) Constituye el conducto por donde fluye el fluido en la fase de producción.
2) Sirve para controlar la presión del Yacimiento.
3) Permite la estimulación del Yacimiento.
domingo, 12 de abril de 2009
7 tipos de Sexo...
7 Tipos de Sexo...
Solo para grandes amantes
Tod@s l@s grandes amantes conocen una realidad básica: "la variedad mantiene encendida la pasión". Estos diferentes estilos sexuales serán combustible para tus experimentos carnales.
Nadie duda que tengas una vida sexual candente. Pero para lograr satisfacción absoluta (y dar placer de primera categoría), debes ir mas alla de lo conocido y experimentar con otros estilos sexuales. Con eso en mente les presento siete creativos estilos sexuales para dejarl@s sin habla, ¡Empezando esta misma noche!
- Sexo Tierno
Al principio, muevanse suavemente uno contra otro, aumentando poco a poco la intensidad del sexo, y besandose continua y profundamente. Esta posición te permite mirar a los ojos a tu pareja, tocarla, besarla, hablarle, acariciarla, y ademas no demanda tanto esfuerzo físico. La posición de lado es estupenda para el sexo relajado, pero apasionado a la vez. La idea es mostrarle que a veces te gusta desbocarte un poco.
- Sexo de Chic@ Mala
- Sexo Espiritual
- Sexo Jugueton
- Sexo Impaciente
- Sexo Apasionado
- Sexo Sensorial
Espero que estos consejos te ayuden a que la llama del amor siempre siga viva para mas puedes intercambiar o alternar con varias posiciones mas. Y un consejo, pues usa protección si todavía no estas segur@ de lo que vas a hacer y utiliza la ropa interior adecuada para cada ocasión. lección de vida: "La ropa debe incitar a desvertirte y dejar tu piel desnuda para que te admiren como lo que eres, una perfecta manzana para pecar..."
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