CARACTERISTICAS DEL COMBUSTIBLE DIESEL B5

DIESEL B5


En las últimas décadas el proceso de desarrollo económico del mundo, en especial de los países industrializados, ha hecho que la necesidad de consumir energía se haya incrementado y que la actual producción de petróleo no sea suficiente para abastecer la demanda de energía. Asi de esta necesidad de obtener energia renovable en lugar del petroleo se comenzo a promover el uso de los biocumbustibles.

PROCESO DE OBTENCION DEL DIESEL B5

Se entiende por biocombustibles a los productos químicos que se obtengan de materias primas de origen agropecuario, agroindustrial o de otra forma de biomasa y que cumplan con las normas de calidad establecidas por las autoridades competentes. En el Peru existe la LEY DE PROMOCION DEL MERCADO DE BIOCOMBUSTIBLES LEY-28054.

Todos ellos reducen el volumen total de CO2 que se emite en la atmósfera, ya que lo absorben a medida que crecen y emiten prácticamente la misma cantidad que los combustibles convencionales cuando se queman, por lo que se produce un proceso de ciclo cerrado.

Especialmente tenemos al Biodiesel, el cual se fabrica a partir de cualquier grasa animal o aceites vegetales, que pueden ser ya usados o sin usar. Bajo el reglamento para la comercializacion de biocombustibles Decreto Supremo No 021-2007-EM comienza en el Peru; y ya a partir del 01 Enero 2011 se  inició la comercialización del combustible Diesel B5, en reemplazo del Diesel B2. Este  Diesel B5 es un combustible constituido por una  mezcla de Diesel N°2 y 5% en volumen de Biodiesel (B100).  Es importante resaltar que, de conformidad  a la legislación nacional vigente, se estableció un cronograma para el uso  obligatorio de mezclas del Diesel N°2 con el Biodiesel B100.

El DIESEL B5 en el Peru, cumple con las especificaciones  técnicas de la norma técnica peruana vigente y guarda concordancia con los  principales ensayos de los estándares internacionales ASTM, D975 y SAE J313.

CARACTERISTICAS TECNICAS DEL DIESEL B5:

Posee un elevado índice de cetano con respecto a la  especificación, que asegura una excelente calidad de ignición,

DIESEL B5

arranque rápido  y menor ruido del motor. Ademas  en el B5 existe un bajo contenido de azufre con respecto a la  especificación, asegurando una protección efectiva contra el desgaste. La  especificación vigente exigida para el Diesel B5 es de máximo 5000 ppm; sin embargo, el contenido de azufre del Diesel producido en las  refinerías de Talara, se halla muy por debajo del nivel establecido.

Posee una excelente lubricidad y reducción de  emisiones contaminantes (al incrementarse el porcentaje de biodiesel de 2 a  5%). Tambien posee un elevado poder calorífico, que garantiza una  eficiente combustión. El DIESEL B5  contiene un paquete  de aditivos de performance de última generación que le otorgan las siguientes  ventajas:       

  • Permite la limpieza de inyectores para una  óptima pulverización y por ende mejora de la combustión; protección para la  bomba de inyección de combustible; protección contra la corrosión; separación  del agua al contener un demulsificante.   Estas mejoras favorecen el mejor rendimiento, menores gastos por  mantenimiento, prolongando la vida útil del motor
  • Asegura una mejora de la estabilidad,  previniendo la acumulación de depósitos y protegiendo la superficie de los  metales contra la formación de depósitos.
  • Controla la espuma durante el  abastecimiento de combustible, permitiendo mayor comodidad y rapidez en el  llenado.
  • Protege el ambiente al reducir la emisión  de gases contaminantes e hidrocarburos no quemados.

USOS DEL BIODIESEL:

  • En motores diesel de vehículos para el transporte  terrestre (automóviles, camiones, ómnibus, etc).
  • En plantas de generación eléctrica.
  • En equipos para la industria en general (  minería, pesquería, construcción, sector agrícola, etc).

OBSERVACION:

El Diesel  N°2 es un combustible derivado de hidrocarburos, destilado medio, obtenido de  procesos de refinación. Por otro lado, el Biodiesel  (B100) es un combustible diesel derivado de recursos renovables, que puede ser obtenido  a partir de aceites vegetales o grasas animales.  Cumple con las especificaciones de calidad  establecidas en la norma nacional e internacional.  Este combustible prácticamente no contiene  azufre.

La Ley de Promocion del Mercado de Biocombustibles es promover el desarrollo del mercado de los biocombustibles sobre la base de la libre competencia y el libre acceso a la actividad económica, con el objetivo de diversificar el mercado de combustibles, fomentar el desarrollo agropecuario y agroindustrial, generar empleo, disminuir la contaminación ambiental y ofrecer un mercado alternativo en la Lucha contra las Drogas.ley

El Biodiesel es un combustible compuesto de ésteres mono-alquílicos de ácidos grasos de cadenas largas derivados de recursos renovables tales como aceites vegetales o grasas animales, para ser usados en motores de ciclo Diesel.

DIAGRAMA DE FASES PARA RESERVORIOS DE GAS NATURAL Y CONDENSADO

CURVAS DE GAS CONDENSADO


Todos los reservorios pueden ser clasificados de acuerdo a la localización de su presión y temperatura inicial con respecto a la región de dos fases Gas-Liquido. Estos reservorios de Gas y Condensado se distinguen por dos características:

  • Una fase Liquida puede condensar durante el proceso isotérmico de agotamiento de presion Comportamiento Retrogrado).
  • El liquido revaporizado cuando el agotamiento de la presion pasa a la zona de comportamiento retrogrado.

CURVAS DE GAS CONDENSADO

Existe un modelo de comportamiento de tres regiones; la primera region corresponde a la parte mas alejada del pozo con una sola fase presente (Presion>Dew Point Pressure). La segunda region, tiene una presion menor a la del Dew point, pero el condensado que se forma permanece inmovil debido a que su saturacion aun no alcanza los niveles de saturacion critica. La tercera region esta localizada en el pozo donde fluyen gas y codensado.

Estos reservorios presentan un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema fluido de dos fases (gas y condensado). Las dos fases se generan por la caida liquida (Liquid Dropout) cuando la presion en los pozos se encuentran por debajo del punto de rocio (Dew Point) y originan tres problemas:

  1. Reduccion Irreversible de la productividad del Pozo.
  2. Menor disponibilidad de gas para ventas.
  3. Presencia de condensados que bloquean la produccion de gas.

Encima del Dew Point Pressure existe solo una fase (fluido monofasico), a medida que se da la produccion, ocurre una declinacion de la presion (Proceso asumido Isotermico dentro del Reservorio) y se forma una fase de hidrocarburo liquido debido a que la presion fluyente del pozo cae por debajo del Dew Point. La formacion de este condensado retrogrado genera la reduccion de la permeabilidad efectiva al gas en la vecindad del pozo.

Esta perdida de productividad es por la general causada por la acumulacion de ese condensado. La primera caia de liquido (Liquid Dropout) ocurre cerca del pozo y se proaga radialmente (pozo de configuracion radial) siguiendo la tendencia de la caida de presion. Segun Economides y fussel manifestaron la existencia de una cuarta region localizada muy cerca del pozo y donde las bajas tensiones interfaciales (ITF) a altas tasa generan una reduccion de la saturacion liquida y por lo tanto una mejora de la permeabilidad relativa del gas.

La saturacion critica del condensado en este tipo de reservorios se ha estimado dentro de un rango entre 30% a 50% del volumen poroso, utilizando informacion de permeabilidad relativa y saturacion critica generados por estudios a sistemas de gas-petroleo.

Aqui un grafico de 2 tipos de gas y condensado Rico y Pobre. Cuando la presion disminuye a la temperatura del yacimiento,

CURVAS DE GAS CONDENSADO RICO Y POBRE

un gas rico forma un porcentaje superior de liquido que un gas pobre. El Gas rico produce la condensacion de mas condensado que el gas pobre, La curva de condensacion de liquido se traza asumiendo que las dos fases permancen en contacto entre si. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas movil; la saturacion del liquido en la region vecina al pozo aumenta hasta que tambien se vuelve movil. Como resutado, la formacion de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contiene tanto gas pobre como gas rico y el indice de productividad del pozo de ambos puede verse severamente impactado.

YACIMIENTOS DE GAS NATURAL EN VENEZUELA

CAMPOS DE PETROLEO EN VENEZUELA


Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 km2.

CAMPOS DE PETROLEO EN VENEZUELA

En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos.

Las reservas probadas de gas en Venezuela alcanzan los 151 Billones de Pies Cúbicos de gas (BPC), y cuenta con un volumen de 40 billones de reservas posibles y una base de recursos aproximada de 196 billones de BPC, para totalizar un volumen de reservas de 427 billones de pies cúbicos. Según el Ente Nacional del Gas (Enagas), adscrito al Ministerio de Energía y Petróleo. El 50% de éstas se encuentra en la plataforma continental Costa Afuera de Venezuela. Las mayores reservas de gas de Venezuela están ubicadas al norte y noroeste del territorio nacional, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, abarcando una extensión de más de 500 mil kilómetros cuadrados.

 PROYECTO RAFAEL URDANETA:

Este proyecto esta orientado hacia la ejecucion de actividades de exploracion en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Robalo, Merluza, Liza y Sierra, con el fin de producir 1000 MMPCD de gas que seran destinados al mercado interno y el excedente para oportunidades de negocio internacional.

MAPA DEL PROYECTO RAFAEL URDANETA

Adicionalmente, este proyecto contempla el desarrollo de infraestructura para la produccion de gas Costa Afuera, las tuberias necesarias para el transporte de gas y los condensados. Una planta de Licuacion de gas y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN.

Dicho descubrimiento abarca alrededor de 8 billones de pies cubicos de Gas Original In Situ (GOIS), lo cual representa un hecho historico en Venezuela.

 PROYECTO DELTA CARIBE:

Consiste en la construccion de la infraestructura requerida para incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollados de gas costa afuera, en el oriente de Venezuela. Abarca las siguientesinstalaciones: 563 km de tuberias marinas; urbanismo, vialidad y servicios; plantas de adecuacion y procesamiento de gas; generacion de energia electrica (900 MWen Guiria y 450 MW en Cumana, estado de Sucre); redes de transmision y distribucion electrica, y plantas de licuefaccion.

PROYECTO DELTA CARIBE

En el 2008, se firmo el acuerdo marco para la constitucion de las empresas mixtas para los trenes de licuefaccion 1 y 2, con capacidad de 4,7 millones de toneladas por año (MMTA) GNL cada uno. Para el 2009 arribaron los primeros equipos y materiales (valvulas, hornos, compresores enfriadores, vombas, trnasmisores y medidores de nivel, esterilizados y accesorios de tuberias), para la instalacion de la planta de Acondicionamiento de Gas al Mercado Interno dentro del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho.

Las empresas Conoco Phillips, ENI y PDVSA mantienen licencias para la producción de crudo bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas.

OBSERVACION:

Cuenca de Falcón: Está relacionada geológicamente con la cuenca del Lago de Maracaibo y su participación en la producción petrolera fue en el año 2000 de 375 millones de barriles, es decir 0,03% de la producción total.

RESERVAS DE GAS NATURAL EN MEDIO ORIENTE

SOUTH PARS BASIN OF GAS

Los mayores yacimientos de gas en el mundo se encuentran en el Oriente Medio y en la antigua Unión Soviética ocupando el 40 y el 35% respectivamente. Esto resulta una distribución desigual ya que la suma de ambos se aproxima a las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural.

Orden Paises Reservas de Gas Natural   (billones de m3)
1 RUSIA 48,1
2 IRAN 22,9
3 QATAR 8,5
4 EMIRATOS A.U 5,8
5 ARABIA SAUDITA 5,4
6 EE.UU 4,7
7 VENEZUELA 4,0
8 ARGELIA 3,7
9 NIGERIA 3,2
10 IRAK 3,1
11 TURKEMISTAN 2,9
12 MALASIA 2,3
13 INDONESIA 2,0
14 CANADA 1,9
15 MEXICO 1,9
16 HOLANDA 1,8

Debido a la amplia utilización del gas en las diferentes industrias, cada día se optimiza la calidad en las técnicas de búsqueda de estos yacimientos. También es posible encontrar gas natural en los yacimientos de petróleo, aproximadamente 1 m³ de petróleo es acompañado por 85 m³ de gas natural.

Recientemente la China National Petroleum Corp. (CNP) descubrio 520 millones de toneladas de reservas de petroleo y 243.600 millones de metros cubicos de gas natural. La Compañia SINOCEP por su parte informo sobre 328 de toneladas de petroleo y 177.900 millones de m3 de gas natural. Estos importantes descubrimientos de yacimiento aumentan en un 25% las reservas energeticas de china.

Si nos trasladamos a Oriente, observamos que en Arabia Saudita se a hallado un yacimiento de gas de 764.554 m3 de capacidad por dia. Segun estudios realizados la produccion diaria del nuevo yacimiento podria alcanzar 1.4 millones de m3. Se estima que Arabia Saudita es el quinto pais del mundo con mayores reservas de gas.

Por otro lado, tenemos que entre Irán y Katar se comparte uno de los yacimientos de gas más grandes del

SOUTH PARS BASIN OF GAS

mundo. South Pars corresponde en un 40 % a Irán y en un 60% a Qatar. Sus reservas son de 12 billones de pies cúbicos de gas, lo que representa el 7% de las reservas mundiales. En Irán además se halló un nuevo yacimiento ubicado en la isla Kish. Éste podría tener producción similar a dos frases de extracción del gigante yacimiento South Pars, según el ministro de Petróleo de ese país.

Irán espera una producción de 25 millones de metros cúbicos de gas por día de cada fase del yacimiento gigante de gas South Pars, parte de la mayor reserva mundial de gas natural.

A pesar de que este país posee las mayores reservas mundiales de gas natural del mundo después de Rusia, se ha demorado en el desarrollo para la exportación del mismo. Importantes compañías extranjeras como Statoil (STL.OL) y Total (TOTF.PA) participan en las inversiones para el desarrollo de los yacimientos de gas del Golfo.

Constantemente se descubren nuevos yacimientos de gas en todo el mundo. Gracias a los nuevos métodos de estudio y a los nuevos equipos, terrenos que antes eran considerados de escaso contenido en hidrocarburos hoy son cuencas de gas natural.

CONFIGURACIONES DEL BOP STACK

REPARACION DEL DRILLING SPOOL

La Configuracion del BOP STACK depende de la etapa operacional y de consideraciones acerca de los   procedimientos operacionales, factores de seguridad y lo crítico del blowout. El rating de la presión de trabajo tiene que ser adecuada para controlar la presión máxima esperada durante la perforación, asumiendo que la formación del fluido sea gas.

CONFIGURACION DEL BOP STACK

Pueden instalarse las conexiones de las kill y choke lines directamente en las   salidas laterales del ram-BOP.

  • Por medio de un drilling  spool.

CONEXIONES DE CHOKE LINES AND KILL LINES

En resumen, la configuración del BOP stack depende de:

  • El rating de presión de trabajo del BOP.
  • El diámetro interno del BOP.
  • Tipo de BOP instalado y existencia de de drilling spools.

La configuración completa del BOP stack incluye también la ubicación del ram, que se selecciona dependiendo de una variedad de evaluaciones y consideraciones. Las más importantes son:

  •  RIESGO DE KICK CON O SIN TUBERIA

 Esto define el tipo de rams (blind o shear rams) que es más probable que  vayan a ser usados e indica si los blind rams o los shear rams deberían ponerse arriba.

  •  POSIBILIDAD DE MANIOBRA EN STRIPPING

 En caso de   stripping ram a ram hay que dejar un espacio adecuado entre los rams que se   estén usando junto a líneas de presurización y de descarga de presión. Por lo   tanto, no se puede llevar a cabo el

STRIPPING

stripping si se usa un BOP doble.

  • CIERRE DEL POZO DURANTE EL REEMPLAZO DE RAMS

 Posibilidad   de cerrar el pozo durante el reemplazo de rams (p.e. antes de bajar un   casing).

  • REPARACION DEL DRILLING SPOOL

Posibilidad   de cerrar el pozo debajo de las salidas laterales para permitir reparar las   líneas. Mientras más baja la posición del BOP mayor será la posibilidad de   intervenir en los componentes del stack en caso de una pérdida. En las kill y   choke lines hay generalmente una mayor posibilidad de intervenir.

 BOP TEST

 Todos los componentes del BOP stack deben ser periódicamente chequeados e inspeccionados para detectar cualquier pèrdida o mal funcionamiento. Hay que llevar a cabo, por lo tanto, tests periódicos incluyendo los siguientes:

  •  TEST DE FUNCIONABILIDAD:

Los procedimientos incluyen apertura y cierre del BOP para verificar la actual funcionabilidad del mecanismo.

  • TEST HIDRAULICO:

Esta prueba permite chequear el sellado hidráulico  de todos los componentes del BOP stack que están sujetos a presión

 TEST DE LA PRESIÓN HIDRÁULICA

El test requiere presurización de todo el circuito de alta presión para probar el sellado de todos los componentes del circuito. Un test inicial de presión tiene que ser realizado en los BOPs que han sido instalados después del primer montaje (para ser hecho antes de perforar el tapón de concreto del casing). El test se llevará a cabo entonces en las siguientes situaciones:

  • Después del consecuente casing tubing
  • Antes de perforar una zona que se sabe tiene presiones anormales
  • Después de reemplazar uno de los componentes del BOP stack o del choke manifold   
  • En todo caso, no menos de una vez cada 21 días

 Prácticamente, el choke manifold a veces es testeado separadamente para agilizar las operaciones.

Presión mínima: El equipo debería ser testeado a por lo menos 70% de la presión de trabajo del BOP, pero limitada al componente con la menor presión de trabajo estimada y al 70% de la mínima presión de rendimiento de la parte superior del casing string presiones testeadas no deben ser nunca inferiores a la presión de superficie esperada en caso de que ocurra un kick. Una excepción es el BOP anular que puede ser testeado a 50% de su presión de trabajo estimada para minimizar el uso del elemento pack-off.

 Presurización: El test debe ser realizado con agua y una bomba neumática auxiliar provee la presión necesaria que permite registrar las presiones requeridas.  Un registrador previsto resgistra el test de presión.  La bomba neumática de alta presión se caracteriza por un flowrate bajo. Por lo tanto, la presurización inicial comienza por medio de bombas de lodo, que permiten obtener la máxima presión de bomba permitida y luego sigue a través de la bomba auxiliar. La presurización, que es necesaria para realizar un test de presión, puede obtenerse también por medio de una unidad de cementación (si hay alguna). En caso de primera instalación empezar por aplicar un valor de presión menor que el valor máximo estimado; test a 200-300 psi para comprobar.                  

ANTES DE EMPEZAR EL TEST

  • En caso  de primera instalación, asegúrese de que las líneas operativas del acumulador

    ANTES DE EMPEZAR EL TEST

    estén correctamente instaladas.

  • Circular   con agua desde la kill line inferior para remover el lodo del circuito y de   la cabeza del pozo. Circular una línea a la vez para asegurarse de que han   sido realmente abiertas y de que se les ha limpiado del lodo. Durante la   circulación abrir la válvula del casing spool para expulsar los residuos de   lodo.
  • Usar un   chorro de agua para lavar la cabeza del pozo y cualquier parte que haya que   testear, para detectar mejor cualquier liqueo.
  • Vaciar y   limpiar el sótano del BOP stack.

 DURANTE EL TEST

  •  Chequear   el sellado de todas las parejas de bridas.
  •  Chequear   el sellado secundario del ram BOP mirando por el orificio de asomo (o   mirador) para detectar cualquier liqueo.

DURANTE EL TEST

 PROCEDIMIENTO DEL TEST

  •  El test se realiza usando herramientas apropiadas que permitan la presurización del BOP stack siendo esta la principal razón.

 Al FINAL DEL TEST

  •  Descargar la presión de la válvula de la bomba auxiliar y reintegrar las válvulas manteniendo la correcta configuración del circuito.

AL FINAL DEL TEST

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

Plug tester:

Está compuesto de un tapón con extremos roscados incomunicados cuyas   medidas le permiten acomodarse dentro del casing spool, cuenta con sellos de presión con empaquetadura de anillo para asegurar el sellado.  En el extremo inferior se instalan uno o más   tubos para asegurar un adecuado tirón hacia abajo para facilitar el descenso.

EQUIPO DE TESTEO DE LA PRESION HIDRAULICA

El tester se acomoda en su lugar por medio de uno o dos tubos que serán   desatornillados después, cuando se testeen los rams ciegos, y será retirado   después del test atornillándolo en los tubos y sacándolo. Cuando se aplica la presión hay que abrir las salidas laterales del casing spool para evitar, en caso de liqueos, la presurización del pozo.

Cup tester:

Se compone   de 2 elementos atornillados con un orificio y conexiones roscadas en sus extremidades para conectarlas a los tubos. Ademas de 1 unidad de empaque con forma de cono (cup),  asegurada entre los dos elementos.

La copa se   compone de una parte de caucho con terminaciones de acero, disponible en   diferentes tamaños para garantizar un sellado adecuado con un diámetro   conveniente al interior del casing. El mandril se atornilla en al conexión con el elemento copa en medio, mientras que los drill pipes se atornillan en los extremos inferiores y superiores. Durante el test el tubo está sometido al jalón del cup-tester que se añade al empuje (debido a la presión). Este doble efecto involucra una disminución de la resistencia de los tubos a estirarse e impone una reducción de la presión del test. Si se inserta el cup-tester en la cabeza del drill string para definir la presión de empuje de los tubos, hay que considerar también la fuerza de tiro creada por el peso debajo de la sarta.