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Proyecto Ebano GCII

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PROYECTO EBANO

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Proyecto Ebano GCII

  1. 1. MEJORADOR DE FLUJO MULTIFUNCIONAL MF CLOROBEN® PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS.
  2. 2. INTRODUCCION La producción de petróleo en la estación G. Méndez de acuerdo con el área usuaria genera grandes dificultades operativas en la transportación, extracción y manejo. Lo que se traduce en altos costos por Barril. Sin embargo la nueva tecnología en Mejoradores de Flujo MF CLOROBEN® Multifuncionales ayudan a generar procesos mas rentables. PROBLEMASDELPETROLEOVISCOSO DIFICULTAD EN EL TRANSPORTE ALTO CONSUMO DE ENERGIA BAJA CAPACIDAD DE PRODUCCION PROBLEMAS POR INCRUSTACIONES ALTOS COSTOS DE MANTENIMIENTO SOLUCIONESTRADICIONALES ADITIVOS SON DE ALTO COSTO REDUCTORES DE VISCOSIDAD INEFICIENTES CALOR/VAPOR SON COSTOSOS SE GENERAN PERDIDAS DE PRODUCCION
  3. 3. PRUEBA EXPERIMENTAL DE FUNCIONALIDAD Y DESEMPEÑO PARA EVALUAR EL MEJORADOR DE FLUJO MF CLOROBEN® CON EL CRUDO DE LA ESTACIÓN DE G. MÉNDEZ, TAMPICO. OBJETIVO
  4. 4. DESARROLLO LAS PRUEBAS SE DESARROLLARON CON EL METODO MF CLOROBEN® DE HIDROMETRO Y EL LOOP “ TEST OF REDUCTION DARCY FACTOR”.
  5. 5. TECNOLOGÍA La nueva tecnología del Mejorador de Flujo Multifuncional MF CLOROBEN® interactúa con las moléculas de los Hidrocarburos asfáltenos y parafinas, para reducir sus fuerzas interfaciales incrementando la separación intermolecular que ayuda a reducir la viscosidad, A diferencia de otros aditivos la línea de Mejoradores de Flujo Multifuncionales se caracterizan por ser amigables con el Medio Ambiente. Mejorador de Flujo Multifuncional
  6. 6. TECNOLOGÍA La nueva tecnología del Mejorador de Flujo Multifuncional MF CLOROBEN® , muestra su efectividad de la separación intermolecular de los hidrocarburos de la estación G. Méndez. Hidrocarburo Natural virgen G. Méndez 12.7 ° API Muestra arriba con GFW-MF-2014® Muestra abajo sin GFW-MF-2014® Con MF Sin MF
  7. 7. TECNOLOGÍA Loop “Test of Reduction Darcy Factor” utilizado para el análisis de efectividad del Mejorador de Flujo MF CLOROBEN® de la muestra de Hidrocarburo de la estación G. Méndez. Sistema para la prueba de funcionalidad y desempeño.
  8. 8. TECNOLOGÍA MF CLOROBEN® Sistema de monitoreo y control (PRESION TEMPERATURA FLUJOS)
  9. 9. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO ESTACION G. MENDEZ AFH - 6 -IMP.14 Intervalo (m) Hora de recepción de muestra Fecha de Muestreo Hora de Muestra Fecha de Análisis SE OBSERVA EMULSIONADA % Sed % Agua % Aceite Densidad Relativa ° API A 60°F Temp. De muestra Cloruros (mg/L) Salinidad (ppm) pH - - 04-dic-14 07:00 04-dic-14 SS TRAZAS 13.75 86.25 0.970 12.7 25 17994 29691 9.0 ENVÍA MUESTRA: Observaciones JORGE ANTONIO TRUJILLO OLIVEROS COMPAÑÍA QUE ENTREGA: jueves, 4 de diciembre de 2014 PARA DETERMINAR SALINIDAD SE UTILIZO AgNO3 0.282N. CÓDIGO DE PRUEBA: GF WATER/PRIDE 2 POZO: ANÁLISIS FISICOQUIMICOS ESTACION GREGORIO MENDEZ. FECHA OPERACIÓN :
  10. 10. FOTOS DE LA REALIZACION DE LA PRUEBA Realización de la prueba en el Loop “ Test Reduction of Darcy Factor” Realización de Análisis de Grados API en el Laboratorio
  11. 11. TABLA DE RESULTADOS DE LA PRUEBA DEL CRUDO G. MENDEZ Curva de viscosidad contra temperatura, se observa el punto de fluidez. A los 29°c. aprox. (temperatura critica) formación de ramificaciones de asfáltenos y parafinas. 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 0 20 40 60 80 100 viscosidad cPs viscosidad cPs temperatura °c Temperatura °c viscosidad cPs 15 50000 20 39000 25 35000 30 34000 35 25400 40 19000 45 13600 50 8000 55 5600 60 4400 65 4300 70 4200 75 4100 80 4000
  12. 12. ANALISIS DE RESULTADOS 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 viscosidad cPs viscosidad cPs concentracíon PPM Curva de viscosidad contra la dosificación se observa el choque químico entre las 500 y 1000 ppm posteriormente no hay beneficio representativo.(Disolución de asfáltenos y parafinas encapsulando el crudo en una emulsión coloidal) PPM viscosidad cPs 0 35000 400 35000 500 35000 800 35000 1000 25200 2000 19000 3000 16000 5000 10000
  13. 13. CONCLUSIONES Como podemos ver en las pruebas de viscosidad la eficiencia empieza a subir cuando llegamos a las 1000 ppm, esta dosificación se recomienda ya que la viscosidad del crudo es alta por lo que el crudo se mezcla mas lentamente con el MF CLOROBEN® al iniciar la activación de la línea de transporte. El panorama para esta corriente es alentador ya que el loop isotérmico 25°C aprox. se logro un aumento de caudal del 66% por lo que no se duda que en campo se logre mínimo un 33%. En la prueba de funcionalidad y desempeño vemos que el tiempo de recorrido es muy similar al tiempo con el mejorador mas sin embargo el caudal es alto. Esto es debido que se activo la línea con un choque químico ( mezclado y empacada con crudo y reactivo). El crudo sin mezclar es empujado con una presión alta 14 kg estas condiciones son normales inicialmente por no tener MF CLOROBEN®. En un principio. cuando este es liberado totalmente y la tubería se empieza a cubrir con el crudo que tiene MF CLOROBEN® el flujo sube al máximo que se alcanzo en la prueba normal, la presión final nos da 4 kg en la descarga. Con esto podemos comprobar que el mejorador de flujo es capaz de mover el crudo que esta corriendo sin tratamiento y remover obstrucciones que deje el mismo. Podemos concluir que cuando se haga la apertura de línea en donde se inyectara un volumen relativamente alto hasta de 3% a 5% de MF CLOROBEN® además de humectar la tubería se limpiara.

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