centro de facilidades de superficie
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“CENTRO DE FACILIDADES DE SUPERFICIE”
Diego Fernando Jordán Villamil
Universidad viña del mar
Noviembre 19 del 2012
Chile
INTRODUCCIÓN
El crudo producido por la Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado a Petrolera Nacional. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petrolera son centralizadas en las Estaciones de Flujo.
Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.
Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones.
El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.
CONTENIDO
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción
petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus
tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de
los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de
ellos (petróleo y gas).
El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-
procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento
bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del
múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de
producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar
individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.
Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de
separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo
determinado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el
objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de
esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva
su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el
fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar
por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un
tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de
allí pasa a los tanques de almacenamiento.
MARCO TEÓRICO
2.1. DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS Y/O COMPONENTES QUE
CONFORMAN EL CABEZAL DEL POZO.
La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las
características propias del yacimiento.
Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la
tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el
yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante
una tubería de menor diámetro, conocida como "tubing" o "tubería de producción"
Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por
los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá
por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol
de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del
petróleo.
Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común
ha sido el "balancín" o "machín", el cual, mediante un permanente balanceo,
acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la
superficie.
a. CABEZAL DE POZO
Es la instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas,
mediante la cual se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se
asemejan al adorno navideño y así se le conoce en la industria.
Cabezal de recolección en donde se integran las líneas de producción de los
pozos productores del Campo.
Una vez terminado un pozo, bien sea sencillo o doble, se le instala el cabezal
respectivo, de acuerdo a las características del pozo (del mismo).
El cabezal de un pozo es el equipo usado para mantener bajo control operacional
desde la superficie, un pozo productor de petróleo, gas o agua, para uso en:
1) pozos sencillos.
2) pozo dobles.
3) pozos terminados en el cretáceo. Generalmente su construcción puede ser de
cuerpos solidos o adaptados.
• Fallas operacionales que se presentan en la parte de un cabezal de un pozo
1. Daños en las empacaduras del colgador por desgaste en el proceso de
asentamiento.
2. Resecamiento de las grasas sellantes.
3. Comunicación entre el espacio anular y el reductor en el cabezal
la detección de las fallas, se determinan por la humedad o congelamiento en la
parte externa del colgador, debido a la expansión del gas en pozo por
levantamiento artificial.
La sección correctiva, para tal efecto, es remplazar la empacadura de
asentamiento o renovar la grasa sellante. El primer paso indicara la reparación del
pozo, con gabarra (lago).
• CABEZALES DE POZOS :
a) cabezal sencillo: como su nombre lo indica, un cabezote para los pozos
sencillos o de una tubería de producción está formado por una válvula principal,
una cruceta, una válvula de achique y una tapa corona, una caja de estrangulador
y una válvula de brazo.
b) Cabezal en pozos dobles: a diferencia del cabezal sencillo, un cabezote para
pozos dobles, está construido con piezas dobles, en vista que el pozo producirá
por dos tuberías eductoras. Generalmente la válvula principal inferior pertenece a
la sarta inferior y a la inversa la válvula superior a la sarta, superior en algunos
casos. y por error, se ha invertido la instalación de un cabezal doble, por lo tanto
es necesario instalar una placa de identificación para efectos operacionales de
medición y trabajos del sub-suelo.
c) pozos cretáceos: en estos pozos, se usan cabezotes especiales, siendo las
características principales las siguientes:
1. El material de construcción es más resistente y especial debido a las altas
presiones de trabajo y posibles contenidos de ácido (h2s).
2. Las características de construcción es más fuerte y lleva generalmente dos
válvulas principales equipos de seguridad adicionales, registradores de presión y
plataforma especial debido a su altura.
• OPERACIÓN DE ABERTURA DEL CABEZAL.
• Deberá asegurarse de que la línea correspondiente al pozo este abierta en el
múltiple de la estación de flujo.
• Deberá chequearse que la válvula de la línea este abierta tanto la válvula de la
línea como la del múltiple de la estación de flujo deberán permanecer abiertas a fin
de evitar la acumulación de presión por filtración de las válvulas del cabezal.
• Deberá chequearse de que las válvulas de los manómetros del pozo y de la línea
estén abiertas.
• Efectuando el chequeo anterior, se procederá a abrirse totalmente la válvula
maestra principal.
• Se abre la válvula maestra secundaria, tratando de hacerlo lo más rápidamente
posible, ya que, la válvula del brazo generalmente filtra por su mucho uso.
• Después de abiertas las dos válvulas maestras y teniendo en cuenta la presión
del pozo y de la línea, se procede a abrir lentamente la válvula del brazo.
• OPERACIÓN DE CIERRE DEL CABEZAL DEL POZO
a) Se cierra la válvula del brazo tratándolo de hacer lo más rápido posible, a fin de
reducir a un mínimo el efecto abrasivo del flujo durante la operación del cierre
se cierra la válvula maestra secundaria o inferior.
b) Después de asegurarse de haber cortado el flujo totalmente, se procederá a
cerrar la válvula maestra secundaria o superior.
• CABEZOTE DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA O
CABEZOTE GRANDE (casing head).
Está situado para en la parte inferior del cabezal del pozo sus propósitos
principales son:
a. Soportar la tubería de revestimiento de producción por medio de cuñas con
bordes dentados.
b. Sellar el espacio anular entre la tubería de revestimiento intermedia y la de
producción, por medio de empacaduras en formas de bolas, que reciben diversos
nombres como, botones, cebollas, papelones, etc.
c. controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos y gases de las tuberías de
revestimiento.
d. Efectuar la conexión con el cabezote de la tubería de revestimiento de
producción.
e. Servir como la base para la instalación de las válvulas de seguridad que permite
el cierre de cualquier presión cuando se está trabajando en el pozo.
b. SECCIÓN O SECCIONES DEL CABEZAL.
Las partes que forman un cabezal son:
1. Colgador de la tubería eductora (producción).
2. Válvula principal (maestra).
3. Cruceta.
4. Válvula de achicamiento (suabeo)
5. Tapa de corona
6. Válvula de brazo
7. Caja de estrangulador
8. Válvula de seguridad
9. Accesorios
2.2. PROCESO DE REPRODUCCIÓN (RECOLECCIÓN Y SEPARACIÓN)
2.2.1. VISIÓN GENERAL
Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el
suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la
producción de cierto número de pozos.
El número de tuberías de flujo (flujoducto) que tiene cada cabezal depende de la
terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujoducto
corresponde al máximo volumen de producción que se piense manejar, como
también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del
flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen por bombeo
mediante varillas de succión, la presión en el cabezal es casi nula pero la
viscosidad del crudo es factor de consideración especial para seleccionar el
diámetro del flujoducto si el crudo es muy pesado o extrapesado. Existe una
variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los
requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre
50,8 y 101,6 milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diámetros mayores pueden ser
requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos.
Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, carretos, adaptadores, crucetas,
colgadores, pernos y dispositivos adicionales como válvulas y emplazamiento de
reductores o estranguladores son manufacturados según normas API y
catalogados para funcionar bajo la acción de presiones cuyo rango va de 140 a
1.400 kg/cm2.
2.2.2. EQUIPOS Y COMPONENTES
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se
encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento,
deshidratación, almacenamiento y bombeo.
Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la
interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:
• Múltiples o recolectores de entrada.
• Líneas de flujo.
• Separadores de petróleo y gas.
• Calentadores y/o calderas.
• Tanques.
• Bombas.
Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin
o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en
cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las
estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.
2.2.3. POZOS
Un pozo es un orificio o túnel vertical perforado en la tierra, hasta una profundidad
suficiente para alcanzar lo que se busca, normalmente una reserva de agua
subterránea (originalmente) del nivel freático o materias como el petróleo (pozo
petrolífero).
Un pozo petrolífero refiere a cualquier perforación del suelo diseñada con el objeto
de hallar y extraer fluido combustible, ya sea petróleo o hidrocarburos gaseosos.
El pozo se construye perforando un agujero de 127 a 914,4 mm de diámetro en el
suelo mediante una torre de perforación que hace girar una línea o sarta con una
broca en su extremo. Luego de completada la perforación, se introduce una
cañería de diámetro levemente inferior al de la perforación, lo que permite sellar
con cemento el resto del pozo.
Este caño camisa provee integridad estructural a la obra, y al mismo tiempo
permite aislarla en relación a zonas de alta presión que pueden resultar
potencialmente peligrosas.
Completado el encamisado, la perforación puede llevarse a mayores
profundidades con una broca más pequeña, repitiendo luego el proceso con un
encamisado de menor diámetro.
Los pozos modernos suelen incluir de dos a cinco conjuntos de encamisados de
diámetro descendente, para alcanzar grandes profundidades.
• Para perforar el pozo:
• La broca de perforación, empujada por el peso de la sarta y las bridas sobre ella,
presiona contra el suelo.
• Se bombea fluido de perforación dentro del caño de perforación, que retorna por
el exterior del mismo, permitiendo la refrigeración y lubricación de la broca al
mismo tiempo que ayuda a elevar la roca molida.
• El material que resulta de la perforación es empujado a la superficie por el fluido
de perforación, que luego de ser filtrado de impurezas y escombros es
rebombeado al pozo. Resulta muy importante vigilar posibles anormalidades en el
fluido de retorno, para evitar golpes de ariete, producidos cuando la presión sobre
la broca aumenta o disminuye bruscamente.
• La línea o sarta de perforación se alarga gradualmente incorporando cada 10 m
un nuevo tramo de caño en la superficie. Las uniones entre segmentos presentan
desde dos juntas para caños de menor diámetro, hasta cuatro en los mayores.
Todo el proceso se basa en una torre de perforación que contiene todo el
equipamiento necesario para bombear el fluido de perforación, bajar y elevar la
línea, controlar las presiones bajo tierra. Extraer las rocas del fluido, y generar in
situ la energía necesaria para la operación.
2.2.4. LÍNEAS O TUBERÍAS DE FLUJOS
Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un
pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo.
Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en
forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado
múltiple. Cada múltiple está conformado por secciones tubulares, cuya capacidad
y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en
diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el
potencial de producción y presiones de flujo del sistema.
En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:
• La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando
modelos multifásicos.
• Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de
trabajo.
• Los sistemas de limpieza y de mantenimiento.
• Los sistemas de protección.
• Los sistemas de anclaje.
2.3. MÚLTIPLES DE RECOLECCIÓN
Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en
varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y
conectados a cada una de las líneas de flujo.
Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de
flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los
arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando
sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos
de prueba de pozos.
Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba,
para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en
algunos casos producción de agua.
• Tubo múltiple Básico
El arreglo básico de la conexión al tubo múltiple para cada pozo individual. El flujo
entrante arriba a una válvula de choque ajustable (block valve) con entrada abierta
en el punto A y a través de válvula de retención (check valve) en el punto B. Para
la rutina de producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y
la producción se mezcla con la de otros pozos a través de una válvula del cabezal
(punto C) abierta fluyendo por la línea de flujo hacia el separador principal. Para
desviar este pozo hacia el separador de prueba, la válvula del punto C es cerrada
y la válvula en el punto D es abierta.
Para reparar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el punto A debe
ser cerrada. La válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo
de presión mayor que entre a la línea de flujo principal o común hacia este pozo.
La unión en el punto E proporciona conexiones rápidas de líneas de desvío en
caso de que la línea del pozo necesite remoción de parafina o expulsar arena y
sedimentos. Los pozos como se desee pueden ser añadidos por unidades
idénticas de conexión a las uniones de salida en los puntos F y G.
En algunas áreas costa afuera, las líneas de flujo y tubos múltiples para superar la
presión de estrangulamiento deben llevarse a la presión máxima del pozo y los
mismos deben ser diseñados para eso.
2.3.1. VÁLVULAS
Una válvula es un dispositivo mecánico con el cual se puede iniciar, detener o
regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que
abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. Las
válvulas son unos de los instrumentos de control más esenciales en la industria.
Debido a su diseño y materiales, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y
desconectar, regular, modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases,
desde los más simples hasta los más corrosivos o tóxicos. Sus tamaños van
desde una fracción de pulgada hasta 300 ft (90 m) o más de diámetro. Pueden
trabajar con presiones que van desde el vació hasta más de 20000 lb/in² (140
Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta 1500 °F (815 °C). En algunas
instalaciones se requiere un sellado absoluto; en otras, las fugas o escurrimientos
no tienen importancia.
La palabra flujo expresa el movimiento de un fluido, pero también significa para
nosotros la cantidad total de fluido que ha pasado por una sección determinada de
un conducto. Caudal es el flujo por unidad de tiempo; es decir, la cantidad de
fluido que circula por una sección determinada del conducto en la unidad de
tiempo.
2.4. SEPARADORES
El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es
designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos
producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un
recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas:
• Separador de petróleo y gas.
• Separador.
• Separador por etapas.
• Trampa.
• Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de
agua, retenedor de líquido.
• Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de
separación flash.
• Separador por expansión o recipiente de expansión.
• Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo.
• Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo.
• Filtro-Separador.
Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas",
"Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional.
Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de
producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques
para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas.
Un Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención puede ser
utilizado para remover solo agua del fluido de pozo o remover todo el líquido,
petróleo más agua, del gas. En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del
cabezal del pozo, el gas y el petróleo son descargados normalmente juntos, y el
agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.
Un retenedor de líquido es utilizado para remover todo el líquido del gas. El agua y
los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el
gas es descargado por el tope.
Una cámara de separación flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un
separador convencional de petróleo y gas operado a baja presión, con el líquido
de un separador de alta presión iniciando la liberación flash dentro de este.
Esta cámara de separación flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de
separación, donde el líquido empieza a descargarse desde la cámara de
separación flash hacia almacenamiento.
Un recipiente de expansión es el separador de primera etapa en una unidad de
baja temperatura o separación fría. Este recipiente puede ser equipado con un
serpentín de calentamiento para derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de
hidratos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido
del pozo antes de la expansión en el recipiente.
Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petróleo y gas.
Normalmente este maneja fluidos que contienen menos líquido que el producido
de pozos de petróleo y gas. Los depuradores de gas son usados normalmente en
recolección de gas, ventas, y líneas de distribución donde no se requiere manejar
tapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso con separadores de
petróleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros
internos similares a los de separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo
húmedo pasa la corriente de gas a través de un baño de petróleo u otro líquido
que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a través de un
extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de este.
Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier
recipiente o unidad que procese gas para proteger la unidad o recipiente aguas
abajo, de líquido hidrocarburo y/o agua.
El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-
seco; especialmente si la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de
la corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover
polvo, finos, herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades
removerán líquido del gas.
a. PARTES
Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes
y características esenciales.
• Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria,
(b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina
para remover pequeñas partículas de líquido del gas, (d) salida del gas, (e)
sección de asentamiento de líquido (separación) para remover el gas o vapor del
petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f) salida
del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica).
• Adecuada Capacidad volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos
y líneas de flujo.
• Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe
más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado
de líquido.
• Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual
normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma
en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un
controlador del nivel de líquido en la interface agua-petróleo y una válvula de
control de descarga de agua.
• Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión
estable en el recipiente.
• Dispositivos de alivio de presión.
En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-
petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de
ser levantados a superficie. Sin embargo, otros equipos tales como calentadores y
retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.
b. FUNCIONAMIENTO
Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los
sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del
gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya
capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a
determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las
especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las
normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja
presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la
expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función
que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de
diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de
manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible
de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores
tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la
estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde
todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la
atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación envuelve procurar
la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de
petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la
producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta
como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación
involucra otros tipos adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación
de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques
especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros
procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer
las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de
las unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales,
construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los separadores
horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen
una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las
plataformas petrolíferas. Los separadores verticales frecuentemente son
especificados para aplicaciones GOR altos o bajos.
Ambas configuraciones emplean hardware similar, incluyendo desviadores de
ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice. Los autores proveen
fórmulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de caída, y el tiempo
de retención de líquidos, así como también procedimientos paso-a-paso para la
selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican los cálculos
y la selección de tamaños de recipientes.
c. CONTROL DE PRESIÓN EN SEPARADORES
Para un separador de petróleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la
presión debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser
descargados a su respectivo procesamiento o sistema de recolección. La presión
es mantenida dentro del separador utilizando una válvula de contrapresión de gas
en cada separador o con una válvula maestra de contrapresión que controle la
presión en unidad de dos o más separadores. Una válvula de contrapresión de
gas de baja presión típica, una válvula de contrapresión de gas de alta presión
utilizada para mantener la presión deseada en los separadores.
La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en
el rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y
gaseosos. Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada
por pruebas de campo.
Para mantener la presión en el separador, un sello líquido debe ser logrado en la
porción más baja del recipiente. Este sello líquido previene la pérdida de gas con
el petróleo y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula.
Una válvula operada por palanca, puede ser utilizada para mantener el sello
líquido en un separador cuando la válvula es operada por un flotador que es
accionado por el nivel de líquido en el separador. La válvula de control de
descarga de petróleo puede ser accionada por un piloto operado por flotador, por
un controlador de nivel de líquido sin flotado, o por un controlador de nivel de
líquido tipo tubo de torque (desplazamiento).
d. CAMBIO DE LA PRODUCCIÓN DE UN SEPARADOR
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de
compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor
diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones
continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman
de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se
cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el
líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases en una de las
operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de
petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas
que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para
eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación
normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el
diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad
de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total
de líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus
componentes de petróleo crudo y agua. Se discuten los separadores de dos
fases.
Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y
cómo los varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la
corriente producida para lograr la separación adecuada. Algunas veces los
separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de
gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para
separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas maneras,
todos tienen la misma configuración y sus tamaños son escogidos de acuerdo a
los mismos procedimientos.
Estación de descarga
Tanque de lavado. Sistemas deflectores.
Esquema de tanque de lavado esquema de trampa recolectora de petróleo
Tanque de lavado
Tubo múltiple.
Separadores.
Calentadores.
Tanques de almacenamiento.
Bombas de transferencia del petróleo.
Bombas de inyección de química.
Líneas de manejo de gas.
Depurador de gas.
Líneas de flujo.
Bombas de circulación del petróleo.
Sistema múltiple- separador de
prueba.
CONCLUSIÓN
El wellhead (Cabezal de pozo) provee la base para el asentamiento mecánica del
ensamblaje en superficie. Provee:
1. Suspensión de tubulares (casings y tubings), concéntricamente en el pozo.
2. Capacidad para instalar en superficie un dispositivo de control de flujo del pozo
como:
a) Un BOP (Blowout Preventer) para la perforación
b) Un Xmas Tree (Árbol de Navidad) para la producción o inyección
3. Acceso hidráulico al anular entre casing para permitir el desplazamiento durante
la cementación y entre el casing de producción y el tubing para la circulación del
pozo.
El propósito del Árbol de Navidad (Xmas Tree) es proveer un control de válvulas
de los fluidos producidos o inyectados al pozo. El Xmas Tree es normalmente
bridado al sistema de cabezal de pozo después de correr el tubing de producción.
El diseño mostrado es uno de los más simples y comunes diseños, en él
brevemente se puede ver que comprende 2 válvulas laterales de salida,
normalmente una para la producción y otra para la inyección. Adicionalmente una
tercera válvula de salida provee acceso vertical al tubing mediante herramientas
de cable concéntricas o coiled tubing tools.
La válvula inferior es la válvula máster y controla todo el acceso mecánico e
hidráulico al pozo. En algunos casos, la importancia de esta válvula para brindar
seguridad al pozo es tan alta que es duplicada. Todas las válvulas son en algunos
casos tanto manualmente operadas como controladas remotamente
hidráulicamente como en el caso de las plataformas marinas.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Ing. AGUIRRE, Eduardo. Facilidades de superficie en la industria petrolera.http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria petrolera/
Extracción del Petróleo http://www.proyectoancon.espol.edu.ec/petroleo.htm
Cabezal de Pozo http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/mip/martinez_l_ju/capitulo1.pdfhttp://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/glosario/search.tpl.html&newsid_temas=51&newsid_termino=S&newsid_lugar=1http://www.oilproduction.net/files/Sistema_produccion_separadores.pdf
Árbol de navidad petrolero http://www.petroblogger.com/2010/05/wellhead-arbol-de-navidad-petrolero.html