MX2011002006A - Uso de calor de fluidos producidos de operaciones de petroleo y gas para producir energia. - Google Patents

Abstract

La presente invención se relaciona con procesos y aparatos nuevos que pueden convertir efectivamente y eficientemente calor contenido en fluidos de cabezales de pozos que comprenden hidrocarburos a una fuente de energía útil como electricidad. El proceso generalmente comprende primero producir un fluido que contiene calor que comprende uno o más hidrocarburos de un cabezal de pozo y después pasar el fluido que contiene calor a uno o más intercambiadores de calor. El uno o más intercambiadores intercambian por lo menos una porción del calor contenido en el fluido que contiene calor con un fluido de trabajo produciendo así un fluido de trabajo calentado capaz de convertir energía.

Description

USO DE CALOR DE FLUIDOS PRODUCIDOS DE OPERACIONES DE PETROLEO Y GAS PARA PRODUCIR ENERGIA Campo de la Invención En la presente se proporcionan procesos y aparatos para generar energía útil del calor contenido en una corriente de fluidos producidos, por ejemplo, de operaciones de petróleo y/o gas.

Antecedentes de la Invención En vista de los precios de energía y de las preocupaciones ambientales, se necesitan procesos alternativos para la producción de energía tal como electricidad y sus equivalentes térmicos. En ese sentido se han utilizado muchos procesos para convertir calor de desecho a electricidad. Un proceso limitado a fuentes de fluido geotérmico se describe, por ejemplo, en la Patente de EE.UU. No. 5,660,042 que emplea el uso de calor de desecho de una fuente de agua caliente que se encuentra en la naturaleza para producir electricidad. Otro proceso se describe en la Patente de EE.UU. No. 6,571,548 en el cual se extrae calor del escape de una unidad de turbina de gas para impulsar un generador que genera electricidad.

Aún otro proceso potencial se describió en World Oil Vol. 228 No. 9 (Sept. 2007) en donde se hizo un intento por REF. : 218198 generar electricidad a partir del agua de desecho de un campo yacimiento petrolífero usando una unidad que "se probó en campo en otras situaciones, pero que nunca se usó en un yacimiento de petróleo". Se creía que esto trabajaría "Porque ambas corrientes de agua eran de alta calidad" siendo "el cloro único contaminante que se aproxima al límite de descarga de superficie" . Por lo tanto, se presume que el agua "no debe presentar un problema de ensuciamiento en los intercambiadores de calor de la unidad geotérmica porque la temperatura del agua desciende" . Intentos similares del uso de calor geotérmico se discuten en las memorias del Tercer Taller sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos, Universidad de Stanford, Stanford, California, enero 22-24 de 2007 SGP_TR-183 y Oil and Gas Journal, McKenna y col., sept. 5 de 2005, páginas 34-40. Por lo tanto, hasta la presente invención problemas tales como ensuciamiento de equipo de proceso evitaba el uso de calor de operaciones de petróleo y/o gas para energía útil.

Por lo tanto, aunque se han inventado muchos procesos para generar electricidad a partir de una fuente geotérmica como agua caliente o vapor, no existe ningún proceso para extraer calor directamente de un fluido de hidrocarburo de fase simple o múltiples fases, producido y convertirlo a una fuente de energía útil tal como electricidad. Consecuentemente, se necesitan nuevos procesos que puedan convertir efectivamente y eficientemente el calor contenido en fluidos producidos a una fuente de energía útil como electricidad.

Breve Descripción de la Invención La presente invención proporciona nuevos procesos y aparatos para usarse en convertir efectivamente y eficientemente el calor contenido en fluidos producidos tales como petróleo, gas, agua y mezclas de los mismos a un uso benéfico tal como producir electricidad u otra energía útil tal como calentar otra corriente o fluido.

En una modalidad, la presente invención se relaciona con un proceso para generar un fluido de trabajo calentado que puede ser capaz de convertir energía. El proceso comprende recolectar un fluido que contiene calor el cual comprende uno o más hidrocarburos de una operación de petróleo o gas en donde el fluido que contiene calor comprende por lo menos una fase que es sustancialmente vapor y una fase sustancialmente líquida. Si es de fases múltiples, entonces preferentemente se separa la fase que es sustancialmente vapor de la fase sustancialmente líquida. Enseguida puede emplearse un intercambiador de calor de vapor y un intercambiador de calor de líquido para intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en cada una de esas fases con un fluido de trabajo produciendo así un fluido de trabajo calentado. El fluido de trabajo calentado puede ser capaz de convertir energía .

En otra modalidad la invención se relaciona con un proceso para generar un fluido de trabajo calentado que puede ser capaz de convertir energía. El proceso comprende recolectar primero un fluido que contiene calor el cual comprende uno o más hidrocarburos de una operación de petróleo o gas . Enseguida el fluido que contiene calor pasa a uno o más intercambiadores de calor para intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en el fluido que contiene calor con un fluido de trabajo. Esto produce un fluido de trabajo calentado que puede ser capaz de convertir energía. Preferentemente, el fluido que contiene calor es una mezcla que comprende petróleo, agua, y uno o más gases. El fluido de trabajo puede ser agua, la cual incluye, por ejemplo, agua no tratada o agua tratada, agua ablandada, así como, agua de proceso desoxigenada y puede emplearse, por ejemplo, en un sistema intermedio de ciclo cerrado.

En otra modalidad, la presente invención se relaciona con un aparato para generar un fluido de trabajo calentado que puede ser capaz de convertir energía. El aparato comprende un cabezal de pozo que ser capaz de producir un fluido que contiene calor que comprende uno o más hidrocarburos en donde el fluido que contiene calor comprende por lo menos una fase que es sustancialmente vapor y una fase sustancialmente líquida. El aparato también comprende un separador que está conectado en forma operable al cabezal del pozo. El separador es capaz de separar la fase que es sustancialmente vapor de la fase sustancialmente líquida. Un intercarabiador de calor está conectado en forma operable al separador para aceptar la fase que es sustancialmente vapor del separador e intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en la fase que es sustancialmente vapor con un fluido de trabajo produciendo así un fluido de trabajo calentado capaz de convertir energía. Un intercambiador de calor está conectado en forma operable al separador para aceptar la fase sustancialmente líquida del separador e intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en la fase sustancialmente líquida con un fluido de trabajo produciendo así un fluido de trabajo calentado capaz de convertir energía. El aparato también comprende típicamente uno o más tubos, por ejemplo, uno o más conductores, conectados en forma operable al intercambiador de calor de vapor, el intercambiador de calor de líquido, o ambos para transferir el fluido de trabajo calentado a, por ejemplo, una planta de energía para generar electricidad a partir del fluido de trabajo calentado o como energía térmica para, por ejemplo, calentar otra corriente que necesita calentamiento.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor de placas soldadas para la generación de energía.

La figura 2 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor para generación de energía.

La figura 3 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor de placas soldadas para la generación de energía y uso del calor de proceso del enfriador.

La figura 4 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor de placas soldadas para la generación de energía y además opcionalmente intercambiar calor.

La figura 5 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor de placas soldadas para la generación de energía y uso de calor de proceso del condensador.

La figura 6 es un esquema de una modalidad de la invención que emplea dos intercambiadores de calor de placas soldadas para la generación de energía y uso de calor de proceso del enfriador.

Descripción Detallada de la Invención El presente proceso incluye la generación de fluido de trabajo calentado de un fluido producido de una operación de petróleo y gas. El fluido producido típicamente comprende por lo menos un hidrocarburo y puede ser de una sola fase o de fases múltiples mientras que el fluido de trabajo calentado a menudo es capaz de convertir, es decir, transferir, almacenar, y/o producir energía. La energía puede adoptar cualquier forma conveniente dependiendo del proceso específico empleado. Por ejemplo, la energía del fluido de trabajo calentado puede convertirse a electricidad u otra forma de energía tal como energía térmica. Alternativamente, la energía del fluido de trabajo calentado puede usarse en el mismo o en otro proceso para, por ejemplo, calentar una corriente de fluido que necesita el calentamiento o convertirse a alguna otra forma útil de energía.

El proceso típicamente comienza primero recolectando, por ejemplo, produciendo, un fluido que contiene calor de un dispositivo recolector tal como un cabezal de pozo, por ejemplo, un petróleo y/o un gas natural y/u otro cabezal de hidrocarburos. La producción y recolección de petróleo y/o gas natural, agua asociada o combinaciones de los mismos puede por lo tanto lograrse en cualquier forma conveniente. Esto podría incluir flujo del yacimiento natural (recuperación primaria) o emplear uno o más de los siguientes: recuperación secundaria, recuperación terciaria, recuperación térmica (por ejemplo, inundación con vapor) del yacimiento de hidrocarburos, y combinaciones de los mismos.

Puede realizarse una recuperación adicional utilizando métodos de elevación artificiales (por ejemplo, elevación mecánica, unidad de bombeo, elevación con pistón, elevación con gas, elevación hidráulica, o sistemas similares) . Tales términos los entiende bien alguien con experiencia en la técnica del petróleo y gas y se describen, por ejemplo, en el Glosario de Schlumberger Oilfield, el cual se incorpora aquí como referencia. Se entiende que en procesos geotérmicos la función primaria es la recuperación de calor en donde el calor es extraído de la tierra para conversión a energía mientras que el propósito principal de las operaciones de yacimientos de petróleo y gas son la producción de petróleo y/o gas y la recuperación de hidrocarburos.

Adicionalmente , las técnicas antes mencionadas de levantamiento artificial de operaciones de petróleo y gas se usan en una forma diferente de los procesos geotérmicos. Como se menciona en el "Enhanced Geothermal orkshop" página 9 (San Francisco, 2007) (cuya totalidad se incorpora aquí como referencia) a menudo no se requieren en las aplicaciones geotérmicas técnicas de elevación artificial como aquellas para pozos de petróleo y gas . Esto se debe a que puede esperarse a que el pozo geotérmico fluya autónomamente a cierta velocidad, pero se utilizarán bombas sumergibles ya sean de la variedad de eje de línea (energizadas desde la superficie) o bombas sumergibles eléctricas (ESPs, por sus siglas en inglés) para ayudar al flujo y proveer control. Adicionalmente, en contraste con la recuperación de calor en procesos geotérmicos en donde se usa exclusivamente o principalmente cualquier vapor y/o fluido de salmuera como portador de calor para extraer calor de la tierra para convertir a energía, en la presente invención cualquier fluido de inundación de agua bajo la recuperación secundaria tradicional o fluido de inundación de vapor o fluido de inundación química bajo recuperación terciaria o térmica tradicional tiene el propósito principal de mantener o aumentar la producción de petróleo y/o gas y recuperar hidrocarburos barriendo el mismo del yacimiento, así como, servir como portador de calor.

El término cabezal de pozo pretende comprender uno o más montajes o sistemas de entubado en la superficie de un pozo o yacimiento, independientemente de si el pozo o yacimiento se localiza en tierra o en agua. El término cabezal de pozo puede incluir un solo cabezal de pozo o un grupo y usualmente está incluido dentro del significado del término más amplio "sistema de recolección". En otras palabras, el fluido que contiene calor se deriva intrínsecamente principalmente de operaciones de petróleo y gas en donde las operaciones de petróleo y gas significan operaciones de campo primarias asociadas con la exploración, el desarrollo, o producción de, por ejemplo, hidrocarburos como petróleo crudo y/o gas natural, gases inertes, así como, fluidos de subproductos asociados como agua. Esto desde luego, incluye el caso en el cual se descubre un acuífero mientras se explora en busca de hidrocarburos en cuyo caso puede extraerse un fluido que contiene calor e intercambiarse para producir energía. Como explicación adicional el fluido que contiene calor típicamente no se deriva de una operación la cual es principalmente una operación de transportación o una operación de manufactura tal como un sistema de turbinas de vapor.

El diseño del sistema de recolección, por ejemplo, un cabezal de pozo, del cual puede obtenerse el fluido que contiene calor no es particularmente crítico siempre y cuando sea capaz de remover y proveer fluido suficientemente calentado. El fluido calentado puede comprender cualquier fluido capaz de transportar y transferir calor. El calor puede ser de origen natural o no natral tal como el calor que resulta de, por ejemplo, inyectar vapor en un pozo. En una modalidad el fluido calentado no se separa o es incapaz de ser separado y se produce energía o se obtiene directamente del fluido calentado. En una modalidad el fluido calentado es preferentemente capaz de generar una fase que es sustancialmente vapor y una fase sustancialmente líquida después de la separación en donde cada una o ambas fases son capaces de transportar y transferir calor. Tal como se emplea en la presente, una "fase que es sustancialmente vapor" significa un componente o una mezcla de componentes que es por lo menos aproximadamente 80, preferentemente por lo menos 90, más preferentemente por lo menos aproximadamente 95% en volumen de vapor. Por otro lado una "fase sustancialmente líquida" significa un componente o una mezcla de componentes que es por lo menos aproximadamente 80, preferentemente por lo menos 90, más preferentemente por lo menos aproximadamente 95% en volumen de líquido.

El fluido que contiene calor típicamente comprende uno o más hidrocarburos. Los hidrocarburos incluyen, pero no se limitan a, aquellos seleccionados del grupo que consiste de hidrocarburos de bajo peso molecular como aléanos que tienen de aproximadamente uno a aproximadamente seis átomos de carbono, así como, hidrocarburos de alto peso molecular tales como petróleo y mezclas de los mismos. Una fase que es sustancialmente vapor, si estuviera presente, del fluido que contiene calor preferentemente comprende gas, por ejemplo metano, vapor, o una mezcla de los mismos. La fase sustancialmente líquida, si estuviera presente, del fluido que contiene calor preferentemente comprende petróleo, agua, o una mezcla que comprende petróleo y agua. Las cantidades relativas de la fase que es sustancialmente vapor y la fase sustancialmente líquida presentes en el fluido que contiene calor pueden variar ampliamente dependiendo de la naturaleza de los fluidos producidos del cabezal de pozo. Sin embargo preferentemente el fluido que contiene calor puede comprender por lo menos aproximadamente 5, más preferentemente por lo menos aproximadamente 10 por ciento en peso de una fase que es sustancialmente vapor. Por otro lado, el fluido que contiene calor puede comprender hasta aproximadamente 70, más preferentemente hasta aproximadamente 30 por ciento en peso de una fase que es sustancialmente vapor. El fluido que contiene calor puede comprender adicionalmente sólidos . Tales sólidos pueden incluir, por ejemplo, pequeñas cantidades, por ejemplo, menos de aproximadamente 3% en peso de arena, arcillas, otros materiales y mezclas que se producen.

Cuando una fase que es sustancialmente vapor del fluido que contiene calor comprende un gas, vapor, o ambos, el gas y/o el vapor pueden estar presentes en cualquier cantidad y tener cualquier característica siempre y cuando el proceso no esté significativamente oculto y el aparato sea capaz de manejarlo. En algunas modalidades, la cantidad de gas en la fase sustancialmente vapor puede ser desde aproximadamente 5, preferentemente por lo menos de aproximadamente 10, hasta aproximadamente 30 ó más preferentemente hasta aproximadamente 15 por ciento molar de gas con base ene el volumen total de la fase que es sustancialmente vapor. Con frecuencia, la fase que es sustancialmente vapor comprende por lo menos aproximadamente 10, preferentemente por lo menos aproximadamente 30 por ciento molar de gases no condensables tales como metano y también puede comprender otros gases no condensables tales como hidrógeno, oxígeno, nitrógeno, argón, helio, etano, amoniaco, benceno, dióxido de carbono, o mezclas o compuestos de los mismos. En varias modalidades, el gas de la fase que es sustancialmente vapor del fluido que contiene calor puede caracterizarse por una o más de las siguientes características: (1) una capacidad calorífica promedio de aproximadamente 0.12 (0.12) a aproximadamente 0.59 Kcal/Kg-°C (0.59 Btu/lbm- °F) ; o (2) una conductividad térmica de aproximadamente 0.010 (0.0069) a aproximadamente 0.145 kcal/hr-m-°C (0.098 Btu/hr-ft- °F) ; o (3) una cantidad promedio de magnesio mayor que aproximadamente 10 ppm; o (4) una cantidad promedio de gases no condensables mayor que aproximadamente 1% en peso; o (5) mayor que aproximadamente 90%, preferentemente mayor que aproximadamente 95%, del peso total de la cantidad de gas no condensable comprende dióxido de carbono .

Cuando la fase sustancialmente líquida del fluido que contiene calor comprende petróleo, o una mezcla de petróleo y agua, el petróleo y el agua pueden estar presentes en cualquier cantidad y tener cualquier característica siempre y cuando el proceso no esté significativamente oculto y el aparato sea capaz de manejarlo. Cantidades útiles de petróleo en una fase sustancialmente líquida puede comprender por lo menos aproximadamente 1, preferentemente por lo menos aproximadamente 20 por ciento en peso o más, hasta aproximadamente 100 por ciento en peso de petróleo. En varias modalidades, el petróleo puede caracterizarse, por ejemplo, (típicamente una pseudo-composición 12 grados API) por una o más de las siguientes características: (1) una viscosidad de aproximadamente 1 a aproximadamente 1,000 cp; (2) una gravedad promedio de por lo menos aproximadamente 5 API a aproximadamente 70 API, preferentemente hasta aproximadamente 20 API; o (3) una capacidad calorífica promedio de aproximadamente 0.43 (0.43) a aproximadamente 1.61 Kcal/Kg-°C (1.61 Btu/lbm- °F) ; o (4) una conductividad térmica de aproximadamente 0.06 (0.06) a aproximadamente 0.535 Kcal/hr-m-°C (0.36 Btu/hr-ft-°F) .

El fluido que contiene calor puede estar a cualquier temperatura siempre y cuando haya suficiente calor presente para transferir a un fluido de trabajo y no demasiado calor para que el aparato sea incapaz de manejar el fluido que contiene calor. Típicamente, la temperatura del fluido que contiene calor varía ampliamente dependiendo del pozo particular y los constituyentes del fluido producido que contiene calor. Los fluidos que contienen calores típicos que pueden ser útiles en la presente invención pueden tener una temperatura en o cerca de la salida del cabezal de pozo de por lo menos aproximadamente 64.55°C (150°F) , preferentemente por lo menos aproximadamente 93.33°C (200°F) , más preferentemente por lo menos aproximadamente 137.78°C (280°F) . Por otro lado, los fluidos que contiene calor típicos que pueden ser útiles en la presente invención pueden tener una temperatura en o cerca de la salida del cabezal de pozo hasta aproximadamente 426.67°C (800°F) , preferentemente hasta aproximadamente 260°C (500°F) , más preferentemente hasta aproximadamente 315.56°C (600°F) . Si el fluido que contiene calor excede la temperatura que el aparato es capaz de manejar, entonces el fluido que contiene calor puede apagarse hasta la temperatura deseada.

Si una fase que es sustancialmente vapor va a separarse de una fase sustancialmente líquida, entonces la separación puede lograrse en cualquier forma conveniente usando cualquier aparato conocido en la técnica o que de aquí en adelante esté disponible. Por ejemplo, la separación puede lograrse usando gravedad de tal manera que el vapor salga por arriba y el líquido salga por abajo. Específicamente, puede emplearse un recipiente cilindrico de gas-líquido o un separador centrífugo de gas-líquido. Los recipientes cilindricos útiles de denominan comúnmente botes desmontables, separadores de vapor-líquido, o tambores de vaporización instantánea y con frecuencia emplean una boquilla de entrada tangencial inclinada, dimensionada para proveer una corriente de flujo preacondicionado en el cuerpo del separador. El momento del fluido que contiene calor combinado con la entrada tangencial genera un vórtice de líquido con suficientes fuerzas G para que ocurra rápidamente la separación masiva de vapor y líquido. El gas sale típicamente a través de la parte superior del recipiente mientras que el líquido típicamente sale a través del fondo del recipiente.

La separación se lleva a cabo preferentemente en una forma eficiente. Es decir, la separación es tal que cualquier vapor que sea arrastrado en el líquido y/o arrastrado en el vapor se minimiza. En varias modalidades, el vapor arrastrado en el líquido puede ser menor que 5% en peso. De manera correspondiente, los varios líquidos arrastrados en la fase vapor pueden ser menores que 5% en peso. También puede ser preferible que el calor no se pierda al ambiente o de otra manera durante el proceso de separación con el fin de maximizar la eficiencia del proceso global. Por lo tanto, en varias modalidades el calor contenido en la fase que es sustancialmente vapor después de la separación es de aproximadamente 70 a aproximadamente 100 por ciento del calor contenido en el fluido que contiene calor antes de la separación mientras que el calor contenido en la fase sustancialmente líquida después de la separación es de por lo menos aproximadamente 30, preferentemente de por lo menos aproximadamente 70 hasta aproximadamente 90, más preferentemente hasta aproximadamente 100 por ciento del calor contenido en el calor que contiene fluido antes de la separación.

En algunos pozos de petróleo, el gas del cabezal del entubado se produce junto con petróleo y puede acumularse en cualquier espacio presente, por ejemplo, entre cualquier tubería y entubado. En tales situaciones, puede ser suficiente diseñar el aparato de tal manera que el gas pueda sacarse en la parte superior del pozo, en el separador, o en ambos.

Los intercambiadores de calor se emplean comúnmente para intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en el fluido producido con un fluido de trabajo. Por ejemplo, puede emplearse un intercambiador de calor de vapor y/o un intercambiador de calor de líquido para intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en cada una de las fases con un fluido de trabajo. En esta forma, se produce un fluido de trabajo calentado capaz de convertir energía, por ejemplo electricidad. Típicamente, de aproximadamente 50 a aproximadamente 80 por ciento del fluido total que contiene calor puede alimentarse al intercambiador de calor. El fluido de trabajo puede ser cualquier fluido conveniente tal como un fluido intercambiador de calor, por ejemplo, Texatherm™, Therminol™ (derivados de alquilaromáticos C14-30) , petróleo, refrigerante, hidrocarburo, agua, o cualquier mezcla de los mismos. Para facilidad y disponibilidad con frecuencia se prefiere agua no tratada mientras que en un sistema intermedio de ciclo cerrado se prefiere más agua de proceso blanda o desoxigenada.

Los intercambiadores de calor pueden hacerse de cualquier metal convencional de cualquier diseño conveniente siempre y cuando no faciliten el ensuciamiento y el intercambio de calor excesivos. Se ha encontrado que pueden emplearse placas soldadas hechas de, por ejemplo, cerámica, aceros inoxidables tales como acero inoxidable 316, aleaciones de níquel, aleaciones de cobre-níquel, aluminio, acero al carbono, titanio, o varias otras aleaciones resistentes a la corrosión. De esta manera, el intercambiador de calor de vapor enfría la fase que es sustancialmente vapor. En algunas modalidades el intercambiador de calor de vapor enfría la fase que es sustancialmente vapor de tal manera que al salir del intercambiador de calor de vapor la corriente puede tener desde aproximadamente 10 hasta aproximadamente 90 por ciento del calor que tenía al entrar al intercambiador de calor de vapor. Similarmente, el intercambiador de calor de líquido enfría la fase sustancialmente líquida. En algunas modalidades el intercambiador de calor de líquido enfría la fase sustancialmente líquida de tal manera que al salir del intercambiador de calor de líquido la corriente puede tener desde aproximadamente 10 hasta aproximadamente 90 por ciento del calor que tenía al entrar al intercambiador de calor de líquido. Ventajosamente, en algunas modalidades, el intercambiador de calor de vapor y el intercambiador de calor de líquido pueden operarse independientemente uno del otro. Esto facilita la operación de tal manera que uno u otro íntercambiador puede limpiarse o recibir mantenimiento mientras el otro continúa operando.

Aunque la invención es capaz de implementarse en una variedad de formas y aparatos específicos, las figuras 1-6 ilustran esquemáticamente unas pocas modalidades específicas de la invención.

En las figuras 1-6, un dispositivo recolector tal como un cabezal de pozo se localiza típicamente en o cerca de 1 (operaciones de campos petroleros o de gas) . Un fluido que contiene calor que comprende uno o más hidrocarburos se produce, es decir, se extrae, del cabezal de pozo en donde pasa a 2 (separador) en donde el fluido que contiene calor se separa en una fase que es sustancialmente vapor y una fase sustancialmente líquida. El separador 2 con frecuencia es un recipiente en donde el líquido se separa por gravedad y por lo tanto cae al fondo del recipiente en donde se extrae. El vapor se desplaza hacia arriba a una velocidad diseñada típicamente para minimizar el arrastre de cualquier gotita de líquido en el vapor. El vapor sale de la parte superior del recipiente. Alternativamente, el separador 2 puede ser un recipiente capaz de remover fluidos inmiscibles que tienen diferentes gravedades específicas acelerando el fluido mecánicamente en una trayectoria circular y usando el componente de aceleración radial para aislar estos contaminantes, por ejemplo, separador centrífugo.

Después de la separación, la fase vapor 8 puede transferirse al condensador 3 mientras que la fase líquida 9 puede transferirse al enfriador 4. El condensador 3 es un intercambiador de calor de vapor y es típicamente un dispositivo o una unidad de intercambio de calor utilizada para condensar un vapor a líquido absorbiendo el calor latente de los vapores (y potencialmente una porción de cualquier calor sensible para particularmente, por ejemplo, componentes más pesados) en fluido de enfriamiento (es decir, agua, refrigerante, u otro fluido de enfriamiento) . El enfriador 4 es un intercambiador de calor de líquido y es típicamente un dispositivo o una unidad de intercambio de calor utilizada para transferir calor sensible de un fluido (más cualquier calor latente de cualquier vapor arrastrado) que fluye en un lado de una barrera hasta a otro fluido más frío que fluye en el otro lado de la barrera. En esta forma por lo menos una porción del calor contenido en una o en ambas fases (dependiendo de la modalidad específica se intercambia con un fluido de trabajo mostrado como un fluido de intercambio de calor intermedio 7. En una modalidad, los intercambiadores de calor pueden configurarse para controlarse y/u operarse por separado. Si se desea, esto permite desviarse del intercambiador de calor mientras que aún se extrae calor para producir energía eléctrica o energía térmica. Esto facilita por ejemplo, limpiar un intercambiador de calor mientras el otro está operando.

El fluido de trabajo puede transferirse al sistema de generación de energía 6 con el fin de producir energía. La generación de energía 6 puede ser cualquier ciclo de Rankine Orgánico, ciclo de Kalina, ciclo de Carnot u otro sistema de generación de energía. Alternativamente o además de la generación de energía, dependiendo de la modalidad específica, el calor puede removerse en varios puntos en el proceso como calor de proceso 10 para usarse en el calentamiento de otra corriente si se desea. La bomba 5 se usa simplemente para mover los fluidos desde la menor presión a la mayor presión añadiendo energía (fuerza de compresión) al sistema.

Aunque solo se ilustran y describen en la presente específicamente modalidades de ejemplo, se apreciará que son posibles muchas modificaciones y variaciones del proceso y aparato descritos en la presente en vista de las enseñanzas anteriores y dentro del alcance de las reivindicaciones anexas sin alejarse del espíritu y el alcance pretendido del tema reivindicado.

Ejemplos Un fluido que contiene calor que comprende uno o más hidrocarburos se produce de un cabezal de pozo en operaciones de petróleo y gas. El fluido se separa en una fase vapor y una fase líquida usando un separador. El líquido contiene petróleo, hidrocarburos, agua mientras que la fase vapor contiene gas, otros no condensables, y vapor. Las propiedades representativas del fluido se describen en la siguientes Tablas 1-4.

El proceso comienza con la producción del fluido que contiene calor que se origina de un yacimiento de petróleo y/o gas (mostrado como 1 en la figura 1) . El fluido que contiene calor comprende en parte líquido y en parte vapor. La velocidad de producción de la corriente de suministro de calor es de aproximadamente 1,908 a aproximadamente 2,385 (12,0000 a aproximadamente 15,000 barriles) por día de fluido y de aproximadamente 18 a aproximadamente 22 millones de pies cúbicos por día de vapor. Por lo tanto, el contenido de vapor del fluido que contiene calor es igual a un intervalo de aproximadamente 10 a aproximadamente 30 por ciento en peso. El intervalo de temperatura del fluido que contiene calor es de aproximadamente 137.78°C (280°F) a aproximadamente 176.67°C (350°F) con un intervalo de presión de aproximadamente 551.6 kPa* manométricos (80 psig) a aproximadamente 689.5 kPa manométricos (100 psig).

El fluido pasa a través de un separador de gas/líquido (mostrado como 2 en la figura 1) para dividir las corrientes de gas y líquido. Esto aumenta la eficiencia de captura de cualquier energía térmica retenida tanto la corriente líquida como la gaseosa. El líquido contiene petróleo, agua, y otros hidrocarburos mientras que el vapor contiene gas, vapor de agua, y otros no condensables. Después de la separación, el vapor se transfiere a un intercambiador de calor de placas soldadas (mostrado como 3 en la figura 1) en donde éste se condensa. El líquido se transfiere a un intercambiador de calor de placas soldadas (mostrado como 4 en la figura 1) en donde se enfría. El cambio de temperatura de las fases vapor y líquido es de aproximadamente 26.67°C (80°F) a aproximadamente 65.56°C (150°F) . En esta etapa, una porción del calor en el líquido y/o vapor se intercambia con un fluido de trabajo, en este caso, agua desoxigenada.

El calor del agua desoxigenada se convierte a energía en un mecanismo de generación de energía (mostrado como 6 en la figura 1) , es decir una turbina que emplea un ciclo de Rankine Orgánico, para producir energía. Esto da como resultado un producción de energía de aproximadamente 1.8 a aproximadamente 2.5 MW. Los intervalos de temperatura y presión de todo el sistema son de aproximadamente 76.67°C (170°F) a aproximadamente 171.11°C (340°F) y de aproximadamente 482.6 kPa manométricos (70 psig) a aproximadamente 896.3 kPa manométricos (130 psig), respectivamente. El agua desoxigenada se recircula entonces a través de una bomba (mostrada como 7 en la figura 7) la cual es capaz de aumentar la presión del agua en aproximadamente 104.4 kPa manométricos (15 psig) a aproximadamente 172.4 kPa manométricos (25 psig) .

Tabla 1 - Propiedades de Fluidos Alto Bajo Velocidades de Flujo Total m3/día 2, 708 1, 891 Liquido (BPD) (17, 034) (11, 895) Petróleo m3/día 731 662 (BOPD) (4,599) (4, 163) Agua (m3/día) 1, 977 1, 229 (BWPD) (12,435) (7, 732) Fracción de Agua %vol 73 65 Fracción de Petróleo %vol 27 35 Velocidades de Flujo Total (m3/día) Liquido MSCFD (19,818) (17, 940) Gas (m3/día) MSCFD (1, 150) (1, 041) Vapor (m3/día) 402 364 BSPD (2, 530) (2, 290) Entrada Salida Condiciones de Operación Max Min Liquido Vapor Temperatura T °C (°F) 176.67 132.22 93.33 87.78 (350) (270) (200) (190) Presión P kPa 758.4 517.1 586.0 586.0 (Psig) (110) (75) (85) (85) Propiedades del Agua Viscosidad o cp 0.15 0.21 0.31 Densidad o g/cm3 0.878 0.920 0.956 (lb/ft3) (54.81) (57.43) (59.67) Peso MW g/gmol 18.02 18.02 18.02 Molecular Capacidad Cp BTU/(lb*F) 1.13 1.07 1.05 Calorífica (Kcal/Kg°c) (1.13) (1.07) (1.05) Conductividad k BIU/(r*ft*F) 0.39 0.40 0.39 Térmica (0.580) (0.59) (0.580) Propiedades del Petróleo (12 grados API) Viscosidad 0 cp 9.46 22.64 81.99 Densidad 0 g/cm3 0.856 0.890 0.922 (lb/ft3) (53.44) (55.59) (57.56) Peso Molecular MW g/gmol 250.00 250.00 250.00 Capacidad Cp BTU/(lb*F) 0.51 0.48 0.44 Calorífica {Kal/Yg°C) (0.51) (0.48) (0.44) Conductividad k BIU/(br*ft*F) 0.08 0.09 0.09 Térmica KBlhr-nv°0 (0.119) (0.133) (0.133) Propiedades del Gas Viscosidad o cp 0.02 0.02 0.02 Densidad o g/cm3 0.00817 0.00288 0.00160 (lb/ft3) (0.51) (0.18) (0.31) Peso MW g/gmol 33.11 33.11 33.11 Molecular Capacidad Cp BTU/(lb*F) 0.32 0.31 0.30 Calorífica (Kcal/Kg°C) (0.32) (0.31) (0.30) Conductividad k BTU/ (hr*ft*F) 0.02 0.02 0.02 Térmica KfcalAnr-m-°a (0.030) (0.030) (0.030) Propiedades del Vapor Entalpia de HVa BTU/lb 871 931 887 Vaporización P (kcal/Kg) (484.3) (517.6) (493.2) Viscosidad o cp 0.01 0.01 0.0145 Densidad 0 g/cm3 0.00464 0.00160 0.00365 (lb/ft3) (0.29) (0.10) (0.2278) Peso MW g/gmol 18.02 18.02 18.0152 Molecular Capacidad Cp BTU/(lb*F) 0.49 0.46 0.4788 Calorífica (Kcal/Kg°C) (0.49) (0.46) (0.478) Conductividad k BTU"/ (hr*ft*F) 0.02 0.02 0.0173 Térmica KfcBl/ht--m-°C5 (0.030) (0.030) (0.026) Tabla 2 - Análisis de Agua CATIONES POR ICP ppm (mg/1) 1 Sodio Na+ 2250 2 Potasio K+ 138 3 Magnesio Mg+2 1.42 4 Calcio Ca+2 18.9 5 Hierro Fe+2 0.57 6 Cobre Cu+2 0 7 Zinc Zn+2 0.01 8 Aluminio Al+2 0.09 9 Bario Ba+2 0.46 10 Cadmio Cd2+ 0 11 Cromo Cr+3 0 12 Plomo Pb2+ 0.01 13 Manganeso Mn+2 0 14 Níquel Ni+2 0 15 Estroncio Sr+2 0.45 16 Silicio Si+4 373 17 Estaño Sn+2 0 ACIDOS ORGANICOS, ALCALINIDAD Y ANIONES ppm ACIDOS ORGANICOS (mg/1) 1 Formato HCOO" 5 2 Acetato CH3COO" 370 3 Propionato CH3CH2C02" 130 4 Butirato CH3 (CH2)2C02" 13 5 Valerato CH3 (CH2)3CCV 10 POR 6 Bicarbonato HC03" 981.6 7 Carbonato C03" 200.3 8 Hidróxido OH" 0 ANIONES 9 Borato, de ICP B(OH)4" 833 10 Fluoruro F" 0 11 Cloruro Cl" 3000 12 Bromuro Br" 27 13 Nitruro N02" 0 14 Nitrato N03~ 0 15 Fosfato P04"3 0 16 Sulfato S04" 77 Tabla 3 - Composición del Gas Tabla 4 - Propiedades del petróleo 12 Grados API Petróleo: 12.0 grados API Temp densidad viscosidad viscosidad viscosidad (cinemática) (cin) (dinámica) °C Ran- relación lb/ft3 ° (cSt) SSU 0 (cP) (°F) kine (80) 540 0.979 61.06 11000 50883 10759 (90) 550 0.976 60.87 7000 32380 6826 (100) 560 0.973 60.69 3600 16653 3500 Petróleo: 12.0 grados API Temp sg densidad viscosidad viscosidad viscosidad (cinemática) (cin) (dinámica) °C Ran- relación lb/ft3 0 (cSt) SSU 0 (CP) (°F) kine (110) 570 0.969 60.44 2100 9714 2033 (120) 580 0.966 60.25 1300 6013 1255 (130) 590 0.963 60.06 900 4163 866 (140) 600 0.960 59.88 600 2775 575 (150) 610 0.957 59.69 400 1850 382 (160) 620 0.954 59.50 310 1434 295 (170) 630 0.950 59.25 230 1064 218 (180) 640 0.947 59.06 170 786 161 (190) 650 0.944 58.88 120 555 113 (200) 660 0.941 58.69 90 416 85 (210) 670 0.938 58.50 75 347 70 (220) 680 0.934 58.25 66 305 62 (230) 690 0.931 58.07 50 231 47 (240) 700 0.928 57.88 40 185 37 (250) 710 0.925 57.69 35 162 32 (260) 720 0.922 57.51 29 134 27 (270) 730 0.919 57.32 25 116 23 (280) 740 0.915 57.07 20 93 18 (290) 750 0.912 56.88 18 83 16 (300) 760 0.909 56.69 16 74 15 Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (15)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como prioridad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un proceso para generar un fluido de trabajo calentado que es capaz de convertir energía, caracterizado porque comprende : a) recolectar un fluido que contiene calor el cual comprende uno o más hidrocarburos de una operación de petróleo o gas en donde el fluido que contiene calor comprende por lo menos una fase que es sustancialmente vapor y una fase sustancialmente líquida; b) separar la fase que es sustancialmente vapor de la fase sustancialmente líquida; c) emplear un intercambiador de calor de vapor y un intercambiador de calor de líquido para intercambiar por lo menos una porción del calor contenido en cada una de las fases con un fluido de trabajo produciendo así un fluido de trabajo calentado.

2. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la recolección del fluido que contiene calor es de un cabezal de pozo.

3. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la recolección del fluido que contiene calor comprende emplear recuperación artificial, recuperación primaria, recuperación secundaria, recuperación terciaria, o una combinación de las mismos.

4. El proceso de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la recolección del fluido que contiene calor comprende emplear levantamiento artificial.

5. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque adicionalmente comprende emplear el fluido de trabajo calentado para calentar otra corriente de fluido o para producir energía.

6. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque adicionalmente comprende emplear el fluido de trabajo calentado para producir electricidad.

7. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque la fase sustancialmente líquida comprende (1) un hidrocarburo o (2) una mezcla que comprende un hidrocarburo y agua o (3) por lo menos aproximadamente 1 por ciento en peso de petróleo.

8. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque la fase que es sustancialmente vapor comprende un gas particularizado porque comprende una o más de las siguientes características: una capacidad calorífica promedio de aproximadamente 0.12 (0.12) a aproximadamente 0.59 Kcal/Kg-°C (0.59 Btu/lbm-°F) ; o (2) una conductividad térmica de aproximadamente 0.010 (0.0069) a aproximadamente 0.146 Kcal/hr-m-°C (0.098 Btu/hr-ft- °F) ; o (3) una cantidad promedio de magnesio mayor que aproximadamente 10 ppm; o (4) una cantidad promedio de gases no condensables mayor que aproximadamente 1% en peso; o (5) mayor que aproximadamente 90%, preferentemente mayor que aproximadamente 95%, del peso total de la cantidad de gas no condensable comprende dióxido de carbono.

9. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque la fase sustancialmente líquida comprende una mezcla de petróleo y agua particularizada porque comprende una o más de las siguientes características: (1) una viscosidad de aproximadamente 1 a aproximadamente 1,000 cp; (2) una gravedad promedio de por lo menos aproximadamente 5 API a aproximadamente 70 API; o (3) una capacidad calorífica promedio de aproximadamente 0.43 (0.43) a aproximadamente 1.61 Kcal/Kg-°C (1.61 Btu/lbm-°F); o (4) una conductividad térmica de aproximadamente 0.089 (0.06) a aproximadamente 0.536 Kcal/hr-m-°C (0.36 Btu/hr-ft- °F) .

10. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque el fluido que contiene calor tiene una temperatura de aproximadamente 65.56°C (150°F) a aproximadamente 426.67°C (800°F) antes de separar la fase que es sustancialmente vapor de la fase sustancialmente líquida.

11. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque uno o más del intercambiador de calor de vapor y el intercambiador de calor de líquido comprenden placas soldadas.

12. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque uno o más del intercambiador de calor de vapor y el intercambiador de calor de líquido comprende un intercambiador de coraza y tubo o un intercambiador de serpentín.

13. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque adicionalmente comprende limpiar uno del intercambiador de calor de vapor y el intercambiador de calor de líquido mientras opera el otro del intercambiador de calor de vapor y del intercambiador de calor de líquido.

14. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque el fluido de trabajo es agua.

15. El proceso de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque adicionalmente comprende emplear . agua, agua ablandada, o agua desoxigenada como el fluido de trabajo en un sistema intermedio de ciclo cerrado.