1. INTRODUCCIÓN FACILIDADES DE SUPERFICIE 1.1 Movimiento de los Fluidos

La condición para que un fluido se mueva de un lugar a otro es que exista

una diferencia de presiones entre ambos lugares. Dicha diferencia debe ser superior a la resistencia que ofrece ese fluido para moverse. El sentido del movimiento será en la misma dirección en que la presión

disminuye.

En una cañería tal diferencia de presión puede darse por condiciones naturales (efectos de la gravedad por diferencias de altura) o bien, creadas artificialmente, como el incremento de presión por el trabajo de una

bomba. Tal como se ha descrito es posible decir que bombear es crear una presión mayor a la disponible, mediante una herramienta adecuada para ello (bomba).

En la actualidad, se ofrecen en el mercado, gran cantidad de tipos de bombas, las que cubren todas las necesidades que existen de movimientos

de fluidos. Es indudable que para crear una presión, necesitaremos una fuerza y la aplicación de ésta fuerza a la bomba podrá ser desde una simple palanca de mano hasta un poderoso motor impulsado por cualquier

tipo de energía. El concepto explicado es aplicable a instalaciones en superficie, en

subsuperficie, sumergidas y, a todo lugar donde sea necesario transferir un fluido y para lograrlo, elevar la presión.

Considerando el fluido dentro del yacimiento, existen varias fuentes de energía en los reservorios que permiten el movimiento hacia el pozo de los

fluidos contenidos, al producirse la perforación y consecuentemente la comunicación con las formaciones de petróleo y/o gas.

Algunas de estas fuentes de energía pueden ser:

· Expansión monofásica de petróleo o de gas. · Expansión del gas disuelto. · Expansión del casquete de gas, en caso que existiera ese tipo de

yacimiento. · Expansión del agua de la acuífera (empuje de agua)

· Por gravedad, que debido a las diferencias de densidades entre los fluidos se produce la segregación de los mismos.

Según el tipo de drenaje, es decir estas fuentes de energía de que disponen los fluidos para moverse, será el comportamiento del yacimiento en el

tiempo y la recuperación final o acumulada, por lo que resulta altamente

conveniente identificar cuanto antes el tipo o los tipos de drenaje que gobiernan los reservorios, como para prever la recuperación primaria, la

evolución de la producción y la aplicación de métodos de recuperación secundaria.

Si bien es menos probable que exista un solo factor que gobierne el drenaje y más probable que el resultado sea una combinación de varios de ellos con empujes simultáneos, se puede indicar un orden de magnitud de

la recuperación primaria de petróleo, (expresado como porcentaje o fracción del volumen originalmente presente que puede producirse por

método de explotación primaria solamente) en función de cuál es el tipo de drenaje que domine a ese reservorio.

Si el efecto dominante es el drenaje por expansión monofásica, la recuperación primaria de petróleo será generalmente muy baja, del orden

del 5%, considerando solamente este factor. Si existe además una expansión por gas disuelto, la recuperación puede

llegar a un 25%. Los mayores índices de recuperación primaria se obtienen en los

yacimientos cuyo drenaje se da por empuje de agua, donde se pueden obtener valores máximos de 60/65%.

Como vemos, se pueden dar una gama de valores muy amplios que impactarán notablemente sobre la rentabilidad de los proyectos. Por lo

tanto es imprescindible que los reservoristas y los geólogos trabajen en el conocimiento de los criterios de identificación de los diferentes tipos de

drenaje, en los métodos de previsión del comportamiento de los reservorios y en aprovechar las condiciones favorables de cada uno durante la vida productiva de manera de recomendar las mejores prácticas para una

explotación racional.

2. INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN

Definida la ubicación de la Instalación de Producción que en una primera

instancia no es otra que una batería de separadores y tanques, los pozos son conectados a la batería mediante cañerías de producción, El diseño de estas cañerías incluye el tipo de cañería y abarca la selección del diámetro

como la de su espesor, dentro de la permitida pérdida de presión y de las restricciones que le impone el proceso por el cual debe seguir el fluido que viene del pozo. El diámetro debe ser lo suficientemente grande como para

que, con la presión disponible, se permita el paso de todo el fluido desde el pozo hasta la instalación.

2.1.- Cañerías de Producción. Líneas de Surgencia

La selección del tipo de cañería está ligada esencialmente al caudal del

fluido a transportar, como a la presencia de agentes perjudiciales como la arena y a la calidad de suelo sobre el que será extendida o enterrada. Las cañerías pueden ser de:

Hierro fundido sin revestir Hierro galvanizado

Acero al Carbono Fibra de vidrio

Por lo general los diámetro de las cañerías utilizadas en Bolivia son de 2” y 2.1/2” para transportar petróleo y de 2” hasta 3” para transportar gas

desde los pozos hacia las instalaciones de producción.

2.2 Colector o Manifold de Entrada Es el conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma

individual y/o conjunta el flujo que ingresa en la batería. Se compone de dos o tres líneas de válvulas, según la cantidad de destinos adicionales que se utilicen, de tal manera que el ingreso de un pozo se dirija a la línea

general o a otra línea que va al sistema de control individual.

El Colector – Distribuidor se conoce también con el nombre del Inglés “manifold” cuyos objetivos son:

a) Centralizar en un solo lugar el control de los pozos b) Distribuir los pozos a los diferentes separadores según el pozo este

siendo medido c) Enviar la producción de los demás pozos al separador general o a los

separadores de grupo

La operación de los colectores, por lo sencillo y rutinario, presenta muchas veces problemas pues si se comete un error y quedan las válvulas cerradas

se producirá una rotura y la contaminación consecuente. Por lo tanto es una de las tareas en las que se recomienda muy especialmente que una

vez concluida se revise el circuito del flujo para comprobar la certeza de la maniobra.

En todos los casos, la apertura y cierre de válvulas debe practicarse en forma simultánea con la tendencia de cerrar y luego abrir y además no debe operarse en forma brusca, sobre todo donde se manejan importantes

cantidades de gas.

Una válvula de retención asegurará que no retorne el líquido en caso de

una rotura y depresión de la línea, y a continuación se encontrarán una línea general y una o dos de control.

El siguiente esquema ilustra un Colector Tipo.

2.3 VALVULAS MANUALES Válvulas de tapón lubricado

No tienen asiento de ajuste mecánico y operan de acuerdo a la ley de

Pascal por lo que para un funcionamiento adecuado deben estar bien lubricadas con la presión necesaria para que el sello se produzca adecuadamente y el lubricante permita una apertura y cierre liviano.

Nunca se debe usar una palanca (GUAPO), para abrir o cerrar la válvula porque si eso ocurre es que no ha sido convenientemente lubricada.

Están equipadas con una tuerca grasera que al quitarla permite el alojamiento de un tarugo de grasa sellante que luego se inyecta

enroscando el tapón. Tal maniobra se puede efectuar con la válvula en operación porque está equipada con una retención que no permitirá pérdidas. No obstante el servicio de lubricación deberá hacerse con la

frecuencia que el fluido que maneje determine y usando una grasera de alta presión con pico de enganche. En el mejor de los casos, es decir cuando por la válvula pasa petróleo liviano con poca agua, se debe lubricar

una vez por año, tarea que el Operativo de Producción puede realizar ya sea mediante el uso de graseras externas o con los tarugos empujados por

el tapón-tuerca-grasera.

Dos tipos de pérdidas se verifican en las válvulas de los colectores: una es

la que permite la salida de petróleo al exterior y está dada por falta de lubricación o bien porque la junta del collarín está dañada. y la otra

mucho más grave es la que se produce cuando las válvulas no bloquean totalmente el paso del fluido. Para determinar esta pérdida, que en oportunidades se desconoce, se cierra totalmente la línea de control y se

verifican por 24 horas los niveles en el tanque receptor o bien en las lecturas del separador. Si acusa entrada y se desea individualizar el lugar preciso, se instalan tapas ciegas hasta que desaparezca la entrada de

líquido. Es necesario tener en cuenta que cualquier tipo de falta de bloqueo, enmascarará la lectura del volumen en los controles de los pozos,

generando información falsa.

Válvulas de retención

Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección,

señalada en el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una rotura de línea u otra situación que provoque la

disminución de presión en la línea, por debajo de la que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden localizarse en el O’ring o el asiento de la charnela. La siguiente figura nos muestra un tipo de válvula

muy utilizado, aunque se pueden encontrar de distintos modelos.

Válvulas Esclusa

En oportunidad de seleccionar la válvula necesaria para utilizar en determinada instalación, nueva o de reemplazo, se deben tener en cuenta

las prestaciones de la misma, la calidad del fluido que se maneja y la rigurosidad de su operación. Una tarea de calidad requiere de la selección

de los elementos adecuados según la finalidad, comprometida con la eficiencia, la seguridad y la economía.

Este tipo de válvulas se considera de cierre o apertura total, no siendo las más convenientes para mantener un flujo parcial por el daño producido a los asientos.

Colabora con el criterio de selección, la variedad de fabricantes y modelos

que existen en el mercado. Tal variedad no debe confundir el concepto de estandarización que debe predominar, para no componer una instalación con más modelos o tipos de válvulas de los necesarios, complicando el

mantenimiento y generando una alta asistencia de repuestos en los almacenes.

Válvulas esféricas Con el mejoramiento de las condiciones de resistencia de los materiales

sintéticos y la mejor aplicación de ellos como elementos sellantes de fricción, las válvulas esféricas se han desarrollado mejorando

sensiblemente su rendimiento y resistencia a altas presiones. Es sencilla y tiene pocos componentes. Todas las marcas usan el mismo principio, por lo que describiremos una las más completas.

Este tipo de válvula se utiliza totalmente cerrada o abierta, no es recomendable su uso como elemento de restricción de pasaje para ningún

fluido.

La siguiente figura ejemplifica el corte de una válvula esférica de extremos bridados

Válvulas de aguja

A diferencia de las anteriores, estas válvulas tienen paso restringido y se

usan en manejos de pequeños caudales o simplemente para regular transmisión de presiones, dado que la principal condición es la regulación fina proporcional, y con ella, se atenúan las diferentes pulsaciones

hidráulicas que dañan sistemas de control e instrumentos. En la siguiente figura se muestra una válvula de aguja que se fabrica en ¼’’; 3/8” y ½”.

Válvulas Combinadas

En algunas instalaciones se puede encontrar, válvulas de operación

manual como alternativa de un sistema automático de funcionamiento, impulsada por un motor de operación neumático. El esquema en corte de

la siguiente figura, representa un ejemplo de esta alternativa.

3. SEPARADORES

ACONDICIONAMIENTO DE LOS FLUIDOS Se pueden determinar, más allá de las características propias de cada uno,

dos componentes fundamentales del fluido producido en los campos petroleros según su estado, dependiendo en algunos casos de la presión y

temperatura a la que son extraídos. El estado líquido y el gaseoso (éste último libre o integrado), son las dos

primeras fases a considerar para las necesidades de separación planteadas en cualquier instalación de superficie.

A su vez el estado líquido está compuesto por dos fases principales, el hidrocarburo propiamente dicho (petróleo) y una parte de agua (también

libre, integrada o emulsionada), de acuerdo a las características propias del reservorio.

El manejo discriminado de las diferentes fases en las operaciones de

producción, hace que sea necesaria su separación y acondicionamiento con diferentes propósitos que pueden ser:

Medir cada fase: En instalaciones donde la presión es la energía utilizada

para el transporte

por oleoductos comunes (Ej. Plataformas). Eliminar el fluído no deseado: Puede ser el gas en caudales o

situaciones donde no es aprovechable. O puede ser el agua para disminuír el manejo del caudal posterior hacia plantas de tratamiento, para utilizar en sistemas de reinyección, o porque contenga algún componente dañino

para las instalaciones (carbonatos). Separación del gas: El gas captado es generalmente destinado a centros

de utilización o venta, o al consumo como combustible de calentadores y motores a explosión. Separación del petróleo: Para su posterior almacenaje en tanques,

estabilización, bombeo, etc. Con tal objeto se utilizan los “separadores”, que se ubican intercalados en

la linea de los fluidos producidos, generalmente posteriores al manifold; y con las descargas de las fases separadas, conectadas a los circuítos receptores.

También existen separadores de agua libre (free water knockout), y los

denominados “scrubber”, que son pequeños separadores de gas y líquidos, de menor capacidad, generalmente usados en líneas de alimentación a otros equipos, como motores y calentadores.

3.1 Principios de Separación

Los principios fisicos básicos para la separación son: Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en

condiciones estables de temperatura y presión, así como el agua y el

petróleo, no son solubles, es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura original. Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la

mezcla diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los fluidos se separan por diferencia en el peso de cada

componente. Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los

fluidos a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a

acumularse en lo más profundo. Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse

y unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la

estructura y diseño del equipo, se puede considerar como más importantes:

Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la

dispersión de los fluidos de diferente densidad. Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de

velocidad se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de

las fases en forma diferente y consecuente con sus densidades. Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases,

cuando al fluído se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los fluídos. Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido

pasar por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro

del separador, el largo, y el nivel de líquido de operación. Un aumento de éstos parámetros causará un aumento en el tiempo de

residencia. El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y

características del fluido:

Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia Menor viscosidad = Menor tiempo de residancia Superficie interfase: Es importante la mayor superficie en el área de

contacto entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de

utilizar separadores horizontales en lugar de los verticales. 3.2 Condiciones de Operación

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo para la separación, será necesario considerar algunos aspectos

fundamentales: Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de

bajar lo suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de

tiempo de residencia. En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.

Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta, evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por enfriamiento y recuperar. Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los

efectos de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que

también favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la

mayoría de los casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el drenaje de los líquidos por el fondo.

Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del volúmen del gas al disminuírlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un incremento de la velocidad de su pasaje por el

separador. La capacidad en caudal de gas de un separador, está dada por la velocidad

a la que éste pasa por el equipo, y que es proporcional a la presión y a la sección de pasaje. En separadores horizontales es en función de su

diámetro, densidad del gas y nivel de operación. El descuído de éstos parámetros traerá aparejado el arrastre de gotas de líquido con el gas, y por lo tanto una ineficiencia del sistema.

3.3 Características de los Separadores

El separador está constituido por un cuerpo cilíndrico horizontal o vertical, diseñado especialmente para que por su interior circulen los fluidos que

han de separarse; equipado con una serie de elementos y dispositivos que favorecen dicha separación.

En la siguiente figura, se puede observar un esquema de este tipo de equipos, y la distribución de las conexiones de entrada y salidas,

correspondiendo el ejemplo a un separador vertical bifásico.

Como ya se ha comenzado a describir, los separadores más usados en la

industria se pueden clasificar en bifásicos o trifásicos según el tipo de separación; como así también en verticales u horizontales según sus

características constructivas. Cada equipo debe tener la placa de construcción donde, entre otros datos,

figura: Presión nominal: Es la máxima presión a la que puede trabajar el equipo,

sobre éste valor deberían estar calibradas las válvulas de alivio o venteo de seguridad. Presión de trabajo: Es la presión recomendada por el fabricante para una

operación normal. Temperatura de trabajo: Es la temperatura recomendada por el

fabricante para una operación normal. Presión de prueba: Es la máxima presión con que se ha probado el equipo

en fábrica, y el valor más alto garantizado con el equipo nuevo. Normalmente es un 50 % más del valor de la presión nominal. Caudal de gas: Es el caudal máximo de gas permisible para una

garantizada eficiencia con los valores de temperatura y de presión

denominadas como de trabajo. Caudal de líquido: es el caudal máximo de líquido permisible para una garantizada separación con los valores de presión y temperatura

descriptos anteriormente.

Los equipos varían en tamaño y espesor de pared, según los caudales a tratar y las presiones de trabajo. Los diámetros más frecuentes son de 18 a 60 pulgadas, las alturas tienen gran variedad, entre 1.5 y 7 metros y la

presión de trabajo pueden ser de aproximadamete 30 PSI (baja presión) a los de alta presión, equipos que pueden trabajar con más de 3000 PSI.

3.4 Proceso de Separación

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el

líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más pesados y se acumulan en la parte inferior.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte

superior a las gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y favorecer la separación, se diseñan deflectores de

turbulencia, deflectores de condensación y filtros rejillas como elementos

internos del equipo. Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el

interior de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo, esta corriente de gas impacta contra una

superficie de choque, produciéndose la coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen por gravedad a la parte inferior del equipo.

Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada

presión, y que al ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más amplia, el flujo pierde velocidad, cortando el arrastre de partículas, permitiendo la caída gravitacional de las mismas hacia el

lecho líquido.

El proceso será entonces: 1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo; 3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos ciclónicos y mallas de retención de niebla;

4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la

formación de espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

En la Figura siguiente, se observa un equipo separador con detalles de

diversos accesorios internos que favorecen la separación de ambas fases, líquida y gaseosa.

Se pueden determinar, cuatro zonas internas de un separador, que colaboran con la eficiencia del mismo: Sección Primaria: A la entrada, compuesta por las placas deflectoras, el

difusor o el distribuidor ciclónico. Sección Secundaria: En el intermedio del cuerpo del equipo, donde se

realiza la retención de espuma, se realiza la separación de las gotas de líquido y la rectificación de flujo mediante placas paralelas horizontales en

la fase gas ((coalescedor o atrapador de gotas), y rompeolas en la fase líquido. Sección Aglutinadora: A la salida de la fase gas, donde se encuentra el

retenedor o atrapador de niebla. Acumulación de Líquidos: La parte inferior del separador y la/s

descarga/s de líquido/s del equipo. En las siguientes figuras se aprecia las mencionadas zonas y los elementos que componen el equipo:

El proceso de separación descripto anteriormente se desarrolla en el

interior del separador, pero debido a que el gas tiene una alta movilidad, que es muy superior a la del petróleo, se escaparía sin restricciones por la

parte superior. Por lo tanto, es necesario que la salida de gas del separador

sea controlada y regulada, para evitar justamente la salida irrestricta del mismo, lo que rompería el equilibrio producido en la interfase y evitaría la

separación del fluido que vaya ingresando. También la salida de líquidos debe ser regulada convenientemente. Ver figura siguiente:

Por lo tanto es necesario equipar el equipo con diversos elementos,

instrumentos y válvulas de regulación como se observa en la figura anterior, para:

1) Por un lado, controlar el nivel de la interfase y mantenerlo constante, de manera de abrir la salida de líquidos cuando aumente el nivel y cerrarla

cuando disminuye. Esto se logra con un instrumento controlador del nivel, que actúa enviando una señal sobre una válvula motora de descarga ubicada a la salida de los líquidos.

2) Por otro lado es necesario mantener una presión de trabajo en el interior del separador, (“presión de operación” o “contrapresión”), la que se

mantiene a un valor adecuado que permita que el gas captado pueda ser distribuido al consumo, o sea que ingrese a un gasoducto; que provoque el desplazamiento de los líquidos por la parte inferior del separador, hasta los

tanques y que sea conveniente para tener una separación eficiente.

El equipamiento externo se completa con una serie de accesorios y

válvulas de control y de seguridad y con instrumentos y sistemas de medición de los caudales del gas y de los líquidos separados.

Para obtener una buena operación de un separador, deben cuidarse dos aspectos

fundamentales: la eficiencia y la capacidad de separación. 3.5 Eficiencia de un Separador

Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin

humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores

tales como: alta velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva (se producen muchos livianos); retenedor de niebla

roto o tapado (no retienen las partículas de líquidos) etc. Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado

momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo

diámetro en la cañería de descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por ejemplo una temperatura más baja que lo

conveniente lo que provoca elevar la viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera del equipo.

Es decir que un separador que estaba trabajando bien, por causas ajenas al mismo puede pasar a disminuir tanto su eficiencia que no separe

adecuadamente ambas fases. En este sentido, es de suma importancia realizar un diagnóstico adecuado a fin de encontrar la solución correcta al problema.

3.6 Capacidad de un Separador

Se entiende por «capacidad de un separador» a la cantidad de fluidos, líquidos y gaseosos, que puede procesar eficientemente a separarlos a cada

uno en sus fases. Los valores de capacidad dependen del tamaño del recipiente, de las características de los fluidos para los que fue diseñado y de las

condiciones de operación. Estas ultimas, en muchos casos son determinantes, ya que la capacidad puede verse limitada en un alto grado debido a condiciones de trabajo inadecuadas, para las que el equipo no fue

diseñado y no puede responder eficientemente.

Por ejemplo una situación que se puede dar sería que, debido a un

impedimento o restricción en la salida de los líquidos, el nivel del mismo dentro del equipo aumente hasta ingresar petróleo a la salida de gas. Esta

situación traería aparejado muchos problemas operativos, entre los que se deben contar la falta de gas durante el tiempo en que el equipo esté fuera de servicio y las dificultades para realizar la limpieza de todo el sistema de

líneas y de control neumático que hayan quedado contaminados con petróleo.

Se puede decir que la capacidad de los separadores es función de los siguientes factores:

· diámetro y longitud del recipiente (tamaño del mismo). · diseño y distribución de los dispositivos internos. · presión y temperatura de operación.

· características físicas de los fluidos (densidad, viscosidad,) · relación gas-petróleo a la entrada.

· diámetro y distribución de las partículas líquidas en el gas antes del extractor de niebla. · nivel del líquido que mantiene el separador.

· condiciones de fluencia a la entrada (temperatura, velocidad, presión) · impurezas contenidas en los fluidos del pozo. · tendencia a la formación de espumas y parafinas.

Entre las condiciones operativas que disminuyen la capacidad de un

separador, se pueden mencionar las siguientes: 1. Por trabajar a muy baja temperatura, lo que aumenta mucho la

viscosidad del petróleo y consecuentemente, disminuye la facilidad para descargar hacia los tanques. Hay que recordar que elevar la temperatura

de los fluidos que ingresan, tiene la ventaja de disminuir la viscosidad del petróleo y por lo tanto facilitar la descarga del equipo. Esto se podría lograr con un precalentamiento de los fluidos antes del ingreso al separador.

Pero también hay que tener en cuenta que un aumento de la temperatura, aumenta también la cantidad de componentes livianos que se separan de la corriente líquida y que, sin ser gases, son arrastrados hacia la salida de

los gases, disminuyendo de esta manera la eficiencia de la separación. Por lo tanto es necesario lograr un equilibrio entre ambos efectos al seleccionar

la temperatura de trabajo, o tener en cuenta la necesidad de enfriar a la salida del separador para recuperar los componentes livianos que salieron con el gas separado.

2. Por trabajar con una presión interior insuficiente como para movilizar los líquidos hasta los tanques, pero también se debe recordar que elevar la presión de operación es disminuir la separación de ambas fases, por lo que

es necesario tener en cuenta estos efectos al seleccionar el valor de la presión de operación.

3. Por instalar una válvula de drenaje de líquidos inadecuada, que

produzca mucha restricción al pasaje o que no abra lo suficientemente rápido como para responder a una variación importante del caudal de

entrada. 4. Por montar una línea de salida de diámetro reducido, por lo que muchas veces conviene sobredimensionar estos diámetros, dado que estas líneas

de descarga son de recorrido relativamente cortos hasta los tanques de recepción.

En las baterías es común ver separadores verticales que trabajan a baja presión. Su capacidad de separación es menor que un horizontal, por lo se

utilizan generalmente para valores medianos a bajos de relación gas-líquido. Son fáciles de limpiar cuando presentan arenas, parafinas o resinas y pueden ser equipados con dispositivos de evacuación de sólidos.

Son perfectamente ubicables en los lugares donde se carece de suficiente

espacio, como en plataformas marinas o predios privados reducidos. Algunas de las eventualidades operativas descriptas anteriormente se

suelen prevenir con la instalación de elementos de control y de seguridad, tal como un controlador de muy alto nivel de la interfase por arriba del operativo, que actuará frente a la contingencia que el nivel de líquidos

aumente por arriba del rango de operación normal. Este segundo controlador de nivel deberá accionar la apertura de una válvula de

descarga, que tendrá que estar ubicada en una cañería a tanque independiente de la línea de descarga normal de operación, a fin de asegurar estar libre en todo momento ya que actuará como una descarga

de seguridad para evitar que el líquido salga por la línea de gas.

3.7 Control Operativo de la Capacidad Se puede ejercer cierto control de la capacidad de un separador, en

determinados rangos y de acuerdo a la propia capacidad del equipo; considerando las condiciones del flujo a tratar, sin alterar los parámetros de presión o temperatura. Optimizando así la eficiencia del separador ante

particulares relaciones de gas-líquido que se puedan presentar en un yacimiento.

El control sobre el nivel del líquido, es relevante para optimizar la capacidad o rendimiento de un separador horizontal, y he aquí otra

ventaja de éstos sobre los verticales. Operando el Controlador de Nivel se puede obtener un mayor volumen

permanente en la fase líquida y una menor sección de pasaje para la fase gas, o viceversa de acuerdo a las necesidades propias.

3.8 Separadores de Control

Los separadores denominados “de general” se ubican en la entrada de la

batería y circula por ellos todo el fluido producido por la batería en conjunto. A la salida de los mismos seguramente habrá un sistema de medición del caudal de gas total y un sistema de medición de los líquidos

en conjunto, petróleo más agua. Un separador denominado “de ensayo, control o prueba”, es básicamente

el mismo equipo, tan solo que está intercalado en la línea de control de los pozos, de manera que puede ser derivado por el mismo la producción

individual de cada uno. El objeto de hacer circular un pozo separado del conjunto es medir su producción individual, tanto su caudal de gas como de líquidos (petróleo más agua). Por lo tanto estos equipos deben también

estar dotados de sistemas de medición, de gas y de líquido.

Existen en los campos separadores de prueba trifásicos, o sea con la posibilidad de descargar los líquidos separados, por un lado petróleo más agua emulsionada (por una salida a cierta altura del equipo) y por otro

agua separada (por una salida por el fondo). Una situación donde se pueden apreciar las variaciones mencionadas, se

observa en la próxima tabla, donde se han tomado en cuenta tres tipos de separadores y sus dimensiones, para realizar el cálculo de capacidad para

su nivel promedio, su nivel máximo (+ 6 pulgadas) y su nivel minimo posible (- 6 pulgadas).

Se establecen entonces las tres capacidades de rendimiento para los equipos del ejemplo, práctica que es recomendable realizar en todos los

campos donde se encuentren instalados. El sistema de medición adoptado dependerá de la rigurosidad de la medición que se desea realizar, dado que existen en el mercado una gran

variedad de equipos e instrumentos que se adaptan a muy diferentes condiciones de operación.

La rigurosidad en las mediciones dependerá del objetivo de las mismas, puesto que no tendrán iguales exigencias una medición de gas o petróleo

para la venta, que otra con destino a comparar producciones en forma relativa. Vale nuevamente introducir el concepto económico, porque seguramente es conveniente la aplicación de costosos sistemas de gran

precisión en el caso que se necesite medir los distintos fluidos para la venta, pero tal vez resulte un gasto no necesario si la medición es para comparar la producción individual de los pozos, donde se pretende saber si

produce más o menos que un control anterior, lo que se puede resolver eficientemente con instrumentos accesibles.

Para minimizar el tiempo de estabilización de presiones al colocar un pozo

en control, es importante que la diferencia de presión de entrada del pozo y la presión en el separador de control, sea la menor posible teniendo en

cuenta que la presión normal del pozo, a la llegada a la batería, es la registrada en el colector general de producción.

Es conveniente realizar periódicas verificaciones de la exactitud en la medición de los instrumentos utilizados, ya sea comparando contra un bombeo a un tanque muy bien calibrado y utilizando elementos de

medición apropiados, o utilizando un equipo patrón, calibrado en laboratorio. Para realizar tal calibración se debe estar seguro de que en el

lugar donde se mida la descarga del separador, no entre fluido de ningún otro pozo por pérdida de las válvulas en el colector.

Como en todos los componentes, el Operador tiene la obligación de verificar el correcto funcionamiento y practicar el mantenimiento adecuado

para que el rendimiento sea óptimo. En el caso particular de los separadores de control, prestará especial cuidado porque se trata de la base fundamental de la información que necesita para cumplir con su

tarea específica, porque mal podrá controlar la producción si el elemento base de medición no opera adecuadamente. En una buena operación, éste equipo debe funcionar permanentemente.

3.9 Otros Separadores y Accesorios

Se encuentran en algunas instalaciones otro tipo de separadores, en algunos casos llamados depuradores, que cumplen la función de retener

muy poco líquido en un flujo alto de gas.

Estos equipos son instalados generalmente precediendo compresores, calentadores o instalaciones de interés, cuando el gas utilizado no ha sido procesado convenientemente en circuítos depresores de punto de rocío.

En la figura siguiente se puede observar un separador del tipo «centrífugo» como ejemplo:

Otros separadores son los «atmosféricos» que trabajan sin presión adicional, siendo utilizados en algunas oportunidades en el venteo de

plantas a la antorcha. Los incorporados a otros equipos como sucede en los accesos de algunas

torres de contacto de glicol o en los circuítos post-enfriado interetapa de los compresores de gas.

También en otros usos se encuentra el separador trifásico de plantas deshidratadora, sólo que en ésa oportunidad separan gas, condensados y

glicol. En todos los casos les corresponden sus propios y adecuados parámetros

de trabajo, a fines de obtener el mejor rendimiento posible.

Se los puede encontrar o solicitar al fabricante con diferentes accesorios, como controladores de muy alto o muy bajo nivel y muy alta o muy baja presión, serpentinas instaladas en su interior para el calentamiento de

petróleos muy viscosos, puentes de medición de gas y líquidos incorporados.

En separadores para alta presión, se proveen con el shrinkage tester o determinador de volumen de gas de despojo, para el caso de mediciones

con caudalímetros de desplazamiento positivo o electrónico de turbina. 3.10 Sistemas de Seguridad

Para todos los equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, es recomendable la comprobación o chequeo periódico de sus

límites de capacidad. Tales comprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser

el Test Hidráulico, Radiografías o Ultrasonido. No obstante los separadores poseen sistemas de seguridad permanentes, que están compuestos por más de un elemento o válvulas para proteger el

equipo y regular la operación.

Todo lo que ofrece riesgos debe tener doble accionamiento, como ser: descarga de líquidos; descarga de gas y válvulas de seguridad.

Todo separador debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguridad a resorte, calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presión máxima que soporta el equipo y además, un disco de ruptura que

se destruya con un 10% de presión menor a la máxima del equipo.

Estos discos son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso de una sobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que la presión interna actúe sobre la parte hueca,

“cóncava”. Si la presión máxima del equipo es de 1000 psi la válvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900 psi.

Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprime o afloja la tensión del resorte, o bien se instalan los

mismos previamente calibrados. Las que no tienen registro, se deben retirar del separador y ser

recalibradas en el taller de instrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, a estampa sobre la Placa de Calibrado, necesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo de válvulas. La experiencia de algunos campos

indica el recambio por otra calibrada cada 6 meses, otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son sometidas.

Con los ciclos de recambio mencionados se evita también el que las mismas corran riesgo de pegarse y no funcionar correctamente en el momento necesario.

Completan el equipamiento de seguridad, y reviste gran importancia el así

considerarlo, las válvulas conectoras de los niveles de vidrio, las que en su interior poseen una esfera de acero que cumple las veces de válvula de retención, cuando por alguna razón el vidrio se rompe.

El vástago de las válvulas empuja la esfera para cerrar, y debe estar

completamente retirado para abrir. Cualquier posición intermedia provocará que, ante la rotura del vidrio, la

esfera quede trabada por el vástago de la válvula, dejándola abierta hasta que sea detectada la falla.

4.- CALENTADORES

Introducción Por diferentes razones operativas, como pueden ser el movimiento y

almacenaje de los fluidos producidos por los pozos, para facilitar el bombeo de los mismos hacia las plantas de tratamiento, optimizar

diferentes problemáticas, o por requerimiento del propio tratamiento; es necesario con frecuencia elevar la temperatura con la que ingresaron.

Para esto se utilizan equipos (calentadores) diseñados especialmente para que el fluido a calentar pase por su interior y absorba una determinada cantidad de calor que produzca un incremento de su temperatura entre la

entrada y la salida. Estos equipos generalmente están localizados en las

Baterías y/o Plantas de bombeo o de tratamiento del petróleo y gas, pero también pueden ubicarse en las líneas de conducción y en los oleoductos

principales, donde funcionarán como puntos de calentamiento intermedios en la conducción de los fluidos.

Desde el punto de vista de la seguridad, a fin de minimizar los riesgos de incendio, la ubicación de los calentadores en los predios debe cumplir con una serie de normas y recomendaciones, entre las cuales se puede citar

que no deben ser colocados a menos de 45 metros de cualquier tanque que contenga hidrocarburos y a menos de 15 metros de cualquier otro equipo.

El principio de funcionamiento de los calentadores es el mismo para cualquier diseño de estos equipos; consiste en quemar un combustible

(líquido o gaseoso) y transferir el calor producido por la combustión al fluido que se desea calentar (para aumentar su temperatura).

Para ejecutar este proceso, es necesario entonces disponer en todo calentador de una zona de fuego, donde se produce la combustión (tubo de fuego) y de una zona de circulación del fluido a calentar donde se produce la absorción del calor; además de un sistema de escape de los gases

quemados, (chimenea) y distintos circuitos con válvulas, accesorios y elementos para la alimentación del combustible , control, regulación y seguridad del proceso.

Según sea la forma de hacer pasar el fluido a calentar por dentro del

equipo, pueden clasificarse los calentadores en “directos” e “indirectos”, con distintas aplicaciones y a utilizar en diferentes puntos de calentamiento de los fluidos que se manejan en una batería.

4.1 Calentadores Directos

Son llamados así porque el fluido a calentar está en contacto directo con el tubo de fuego que contiene en su interior la llama. La transmisión del calor

se realiza en forma directa, dado que la llama del quemador calienta el tubo de fuego y éste directamente al fluido con el que está en contacto.

El cuerpo del calentador, debido a su diámetro y al espesor de chapa con la que está construido, no puede soportar altas presiones y como el fluido

circula por el interior del cuerpo, estos equipos son utilizados al ingreso de las baterías colectoras o en el circuito interior, a la salida de los separadores gas-petróleo por ejemplo y antes de los tanques de

almacenaje. La llama del quemador calienta el tubo de fuego, el que se encuentra

alojado dentro de un recipiente por donde circula el fluido a calentar. Éste

ingresa al recipiente por la parte inferior y sale por la superior, sin

serpentinas ni tubos, y la transferencia de calor se realiza a lo largo de la superficie del tubo, directamente al fluido.

Una característica importante del modelo “directo” que se puede señalar, es que tienen un mejor aprovechamiento térmico, dado que la transmisión

del calor es directa. Pero, si bien esto ofrece ventajas de rendimiento en el aprovechamiento calórico, las condiciones de trabajo son más peligrosas que los indirectos, dada la proximidad del contacto de la llama con los

fluidos combustibles.

Además hay que tener en cuenta que se fabrican para baja presión por lo que no se pueden instalar en líneas de conducción ni en oleoductos.

Un esquema de este tipo de calentadores se puede observar en la siguiente figura.

El hecho de que el fluido ingrese por la parte inferior y salga por la superior permite que, en el caso que el flujo se interrumpa, siempre

quedará dentro del recipiente un nivel suficiente. Es conveniente colocar una válvula de retención a la entrada para impedir

el retorno de los líquidos y el vaciamiento del recipiente y asegurarse que la salida del producto tenga su conexión sobre la parte superior del equipo sin que penetre dentro del recipiente.

Además, por tratarse de recipientes grandes, construirlos para presiones

medias o altas puede resultar muy costoso, por lo que trabajan a baja presión.

De todos modos se debe asegurar el óptimo funcionamiento y el periódico

calibrado de la válvula de seguridad.

En los yacimientos donde el agua de formación contiene sales incrustantes o carbonatos, no es aconsejable el uso de calentadores directos, porque al tomar contacto directamente el tubo de fuego con tal tipo de aguas,

producirá una acelerada incrustación que terminará impidiendo la propagación del calor, aislando el tubo de fuego y concentrando en calor en el mismo, que terminará deformado y con serias posibilidades de

romperse con peligro de incendio.

El mismo efecto se producirá en el caso que el fluido producido contenga alto contenido de arena (que pueda aislar el tubo) o en caso que se produzca el vaciado accidental del recipiente.

En las imágenes siguientes se pueden observar detalles del daño

producido a los tubos de fuego, por las incrustaciones aislantes mencionadas.

ASPECTOS EXTERNOS

ASPECTOS INTERNO

Además del control de la temperatura del cuerpo (la que dirigirá una

válvula que permitirá o no el ingreso de gas al quemador) y los indicadores de temperatura de entrada y salida del fluido, será necesario un control

(de corte) del nivel que ocupe el fluido que está circulando por el interior del cuerpo, de modo que si se interrumpe el flujo y el nivel baja a un valor peligroso, se accione este control e interrumpa el flujo de gas al quemador.

Desde ya que de ninguna manera se puede permitir vaciar el recipiente, porque incrementaría la temperatura del tubo de fuego y, al no haber

líquido en el interior para que transmita la temperatura al sensor del termostato, éste no cortará el flujo de gas, con los resultados de la

destrucción del equipo y el alto riesgo de una explosión e incendio. No siempre se atienden con cuidado estas instalaciones pero,

considerando el riesgo, no se debe operar si no tiene todos los elementos para asegurar su operación sin accidentes.

Uno de los factores más importantes que influyen dentro del rendimiento y de la vida útil de un calentador es la condición operativa del quemador.

Debe estar bien centrado dentro del tubo de fuego de manera de evitar que el frente de llama choque en algún lugar con las paredes del tubo de fuego. Esto puede resultar muy perjudicial debido a que si existe alguna zona del

tubo expuesta directamente al frente de llama, se produce en ese punto una elevación de temperatura, además de una erosión muy intensa. Se

puede llegar a la rotura con el peligro de explosión de incendio. También es muy importante limpiar la chimenea con cierta frecuencia,

dado que en casos de excesos de gas en los quemadores, o de mal trabajo del tiraje por chimeneas sucias, por fuerte viento, por tubo de fuego sucio,

etc., el gas puede salir hacia atrás del quemador y encender afuera con el riesgo de incendio o accidente. Los sólidos dentro del tubo de fuego, concentrarán en ese punto el calor de la llama más que en otros,

generando una oxidación del metal más acelerada que en otros lugares, pudiendo presentar problemas de roturas acortando la vida útil del tubo. Esta última observación es válida para cualquier tipo de calentador.

4.2 Calentadores Indirectos

Los calentadores indirectos pueden ser abiertos o cerrados, refiriéndose a la hermeticidad del cuerpo y su contacto con el exterior.

a) Los abiertos trabajan a la presión atmosférica y a una temperatura máxima de 90/95°C, regulada por un bulbo termostático colocado en el

interior del cuerpo.

b) Los cerrados trabajan bajo cierta presión de vapor, por lo que su

temperatura superará los 100°C y la regulación de la misma se podrá realizar a través de controlar la presión de trabajo del cuerpo.

4.3 indirectos Abiertos

En estos equipos, el fluido a calentar circula por dentro de un haz de tubos o “serpentín” ubicado en el interior del cuerpo del calentador. Funcionan con el cuerpo lleno de agua hasta un cierto nivel que cubre al

tubo de fuego y la serpentina (pueden estar equipados con una o dos serpentinas). La llama en el interior del tubo de fuego calienta al tubo, y

éste a su vez al agua contenida en el cuerpo del calentador. El agua toma el calor y se lo transmite al fluido que circula por el interior

de las serpentinas, por lo que la transmisión del calor se hace en forma indirecta, sin contacto entre el fluido a calentar y el tubo de fuego; de

donde se origina el nombre de estos equipos (indirectos). Considerando que el fluido circula por dentro de las serpentinas y éstas

son construidas con caños o tubos de acero de alta calidad, la presión a la que pueden ser sometidos estos tubos es realmente alta, por lo que estos equipos son apropiados y se adaptan a cualquier tipo de uso,

especialmente en ductos y líneas de conducción que operan con altas presiones, ya que no es el cuerpo sino la serpentina la que soportará la

presión de los fluidos. Se usan dos parámetros para especificar un calentador; el tamaño y el

rendimiento del mismo.

El tamaño de los calentadores se expresa por un código de dos números; el primero de los cuales es el diámetro de la carcaza y el segundo el largo del cuerpo, ambos expresados en pies.

Si se dice que el calentador es de 3 x 10 significa que tiene 3 pies de diámetro por 10 pies de largo.

El rendimiento de los calentadores expresan la cantidad de calor que son

capaces de entregar, la capacidad del quemador, de acuerdo al diseño y al tipo de quemadores con que están equipados.

Este rendimiento se expresa en cantidad de calor, y se mide en BTU (unidad térmica inglesa) o en kilocalorías.

4.4 Calentadores Indirectos Cerrados

La diferencia con el abierto consiste en que por el hecho de tener el cuerpo cerrado y bajo presión, dentro del mismo existe un cierto valor mayor de

presión de vapor, pudiéndose aumentar la temperatura sin que se efectúe el cambio de estado del agua, aumentando la cantidad de calor que transfieren y consecuentemente la temperatura del fluido a calentar.

La presión de trabajo en la cámara de vapor es en la gran mayoría de los equipos, de 1 Kg/cm2 (14,2 Lbs/pulg2).

En la figura siguiente se puede observar un esquema de este tipo de

equipos.

4.5 Condiciones de Operación

La siguiente tabla da una idea de la correspondencia entre las presiones y

las temperaturas a mantener en el interior de éste tipo de calentadores. temp. °C presión (kg/cm2)

hasta 100 0

101.7 0,1

104.2 0.2 108.7 0.3

112.7 0.4 116.3 0.5 119.6 1.0

Si la presión de cámara fuera mayor a los valores indicados se deberá purgar el cuerpo del calentador.

Existen también los generadores de vapor, los que se trabajan por sobre

la temperatura de ebullición del agua y bajo presión, a fin de que el vapor generado se traslade por serpentinas de calentamiento en los equipos afectados, condensándose y retornando por gravedad.

Todos los calentadores indirectos, abiertos o cerrados como ya se ha visto,

tienen los tubos de intercambio o serpentín sumergidos en agua. La calidad del agua será entonces de suma importancia para la vida del

calentador debido a que si contiene sales en exceso, se producirán incrustaciones en los tubos perdiendo capacidad de transmisión del calor y si tuviese exceso de oxígeno, este con las temperaturas que tendrá el

equipo en funcionamiento, producirá una rápida oxidación en todos los metales acortando sensiblemente la vida útil del calentador. Esta situación se corrige utilizando solamente agua potable para los calentadores y

además de bajo contenido de sales.

La eliminación del oxígeno libre se logra con el agregado de un secuestrante como el sulfito de sodio en la proporción necesaria, según la capacidad del calentador. La preparación del producto se hace en un

recipiente aparte y se evita verterlo o dejarlo abierto para que no se sature con el aire y pierda su efecto dentro del recipiente.

4.6 Combustión

Combustión es sinónimo de oxidación y, desde el punto de vista químico, consiste en la unión del elemento oxígeno con un combustible, durante la cual se libera energía en forma de calor.

Los grados de la combustión varían ampliamente, conociéndose la

combustión “lenta” u oxidación en el sentido mas usual conocido, la combustión rápida y la muy rápida o “detonación”.

Puede ocurrir que no todo el combustible presente sea oxidado y participe de la combustión, lo que daría por resultado una combustión incompleta y

que parte del combustible se pierda crudo por la chimenea arrastrado por

los gases de la combustión.

Para que una combustión sea considerada completa, será necesario que el combustible presente sea totalmente oxidado y se libere toda la energía interna, para lo cual es necesario contar:

a) con la debida cantidad de oxígeno en función de la cantidad de combustible presente,

b) que se produzca una mezcla perfecta entre ambos y c) que se desarrolle una cierta temperatura apropiada para mantener la

combustión. El combustible utilizado en los yacimientos para los calentadores es

siempre el gas natural producido en los mismos, obtenido de pozos gasíferos o asociado a la producción de petróleo y separado en las baterías.

Como todo hidrocarburo, el gas natural es una mezcla compleja de dos elementos, carbono e hidrógeno, combinados en distintas proporciones .

Por lo tanto, en la combustión de un combustible como el gas natural se producirá la oxidación (o sea, combinación con el oxígeno suministrado) tanto del carbono como del hidrógeno.

De acuerdo a los fundamentos de la química, la fórmula que expresa una oxidación completa del carbono es:

C + O2 ® CO2 (anhídrido carbónico como producto final)

mientras que una combustión incompleta (por falta de la suficiente cantidad de oxígeno, por ejemplo) estaría expresada por una fórmula como

la siguiente: C + ½ O2 ® CO (óxido de carbono como producto final)

Una combustión incompleta puede deberse a:

1) insuficiencia de oxígeno; 2) mezcla imperfecta del oxígeno con el combustible

3) temperatura demasiado baja para mantener la combustión. Por lo tanto, si en los gases de escape se detecta presencia de CO (óxido

de carbono) indicaría, por ejemplo, que el carbono no se está quemando íntegramente y que la combustión que se está produciendo es incompleta por falta de suficiente oxígeno.

4.7 Productos de la Combustión

Los gases de escape de los quemadores se denominan productos de la

combustión. La composición de estos productos depende del tipo de combustible utilizado, de la relación aire/combustible y de las condiciones

en las que se realiza la combustión. Generalmente contienen anhídrido carbónico, óxido de carbono, oxígeno,

nitrógeno, carbono libre, cenizas ligeras, vapor de agua, anhídrido sulfuroso e hidrocarburos no quemados. La mayoría de estos elementos son invisibles, salvo cuando se observa la presencia de humos densos

gaseosos, lo que es indicio de que se trabaja a baja temperatura o con insuficiente oxígeno.

Los gases de escape pueden ser analizados (mediante un aparato denominado Orsat) a fin de determinar el porcentaje en volumen de cada

gas componente (por ejemplo la concentración de CO2). También puede ser utilizado un analizador de oxígeno, a fin de verificar el porcentaje de

participación de este gas en particular. Estos ensayos son útiles para definir la mezcla óptima necesaria y el grado de efectividad de la combustión.

4.8 Quemadores

Los quemadores de estos equipos son del tipo “inspirador”, es decir que el mismo flujo del gas, actuando como flujo motor, induce a través de un

tubo venturi, la entrada del aire del exterior. El quemador consta de un conjunto de piezas tales como:

1. dispositivo regulador de la entrada de gas con orificio ajustable

2. disco giratorio para regular la entrada de aire primario 3. tubo inspirador o venturi 4. boquilla de llama

5. sistema o cámara de regulación de aire secundario 6. dispositivo para la llama piloto

4.9 Regulación de la Mezcla Aire-Combustible

El oxígeno necesario para la combustión es captado del aire y por lo tanto

siempre estará acompañado con otros elementos que forman parte del mismo, tales como el nitrógeno y el vapor de agua, en cantidades variables según la temperatura ambiente y la saturación.

(En la composición del aire, el oxígeno participa en un 21% y el nitrógeno en un 79%). Para obtener una combustión eficiente es muy importante

lograr una muy buena regulación de la mezcla aire - gas, lo que significa obtener una relación óptima entre el oxígeno presente en el aire y el

combustible utilizado. Si se provoca una mezcla muy rica (defecto de aire, exceso de combustible

- llama roja) no se obtiene la cantidad de calor correspondiente a la cantidad de combustible, debido a que no se quema todo el gas.

Si hay una mezcla pobre (exceso de aire - llama azul) sí se quema todo el gas pero el exceso de aire presente arrastra parte del calor, entregado por

el combustible, al exterior por la chimenea, además de los efectos corrosivos del oxígeno libre sobre el tubo de fuego.

De las fórmulas químicas de balance de masa se puede obtener la cantidad de oxígeno exacta para que se produzca una combustión

completa, pero estas consideraciones son estrictamente teóricas dado que suponen que se produce una mezcla íntima, perfecta, a nivel molecular, entre el oxígeno y el combustible.

Como no es posible asegurar que cada una de las numerosas moléculas

que componen el combustible encuentre una molécula de oxígeno para combinarse con ella, aunque la relación esté químicamente equilibrada, es conveniente utilizar en la práctica una mezcla que tenga cierto exceso de

aire. En este caso se notará una llama azulada y levemente amarilla en su frente y se notará presencia de oxígeno en los gases de escape. (El contenido de oxígeno en los gases de escape no debe superar el 2%).

Si la llama es amarillenta debe aumentarse la cantidad de aire primario,

regulando el disco de manera de aumentar el ingreso de aire. Si con el pasaje al máximo, la llama sigue siendo amarillenta, debe

restringirse la entrada de gas al quemador mediante el orificio ajustable. En un quemador bien diseñado, el fin que se persigue es emplear el mínimo de exceso de aire compatible con una combustión completa.

La cantidad de aire en exceso, necesaria para el funcionamiento del

quemador, depende de:

a) tiempo disponible antes que asciendan los gases por la chimenea,

b) temperatura a la cual se encuentre la mezcla, c) turbulencia para favorecer el mezclado.

Cuanto más fuertemente dispersado y mezclado con el aire esté un combustible, menos exceso de aire será necesaria para lograr una

combustión completa. La presencia de oxígeno en los gases de escape puede determinarse con

un equipo analizador de oxígeno, que indica el porcentaje, en volumen, presente de este gas. El equipo previamente se calibra, haciendo pasar por

el mismo una corriente de aire; donde debe indicar 21%, que es la participación del oxígeno en la composición del aire. Luego se hace pasar una corriente de los gases de escape, tomada directamente de la chimenea

del calentador, y se observa el porcentaje indicado. Como se dijo anteriormente, el contenido de oxígeno en el escape no debe superar un

2%, indicativo de estar utilizando en la mezcla con el combustible, un exceso de aire adecuado.

Existen quemadores que no cuentan con aire primario regulable, sino que la mezcla es fija. Generalmente son usados en quemadores hasta 500.000 BTU y el ajuste de la llama se hace con la regulación del suministro del

gas.

Los quemadores de mayores capacidades cuentan con regulación de aire, de manera que para obtener una llama azulada, con frente amarillo, se trabaja con esta regulación, una vez en régimen la entrada de gas. Si no es

posible encontrar la coloración adecuada, será necesario restringir la entrada de combustible, o cambiar el orificio del quemador.

4.10 Circuitos de Alimentación de Gas

Los circuitos de alimentación de gas a los calentadores son, en sus primeros tramos, muy similares entre sí, cualquiera sea el tipo de calentador que deban alimentar.

Al ingresar, el gas pasa por una válvula manual de corte principal,

generalmente de tipo esférica; luego por un pequeño pulmón decantador y/o separador de líquidos primario y sistema de filtros, a fin de realizar una primera purga antes del ingreso a las válvulas o accesorios. La presión

de la línea principal debe ser adecuada al valor con que trabajan los quemadores y además mantenida constante dentro de un estrecho margen, lo que se logra con la instalación a continuación de los filtros y

decantadores, de una válvula reductora - reguladora, generalmente una tipo BIG JOE Fisher 630.

Luego se produce una etapa de precalentamiento del gas, para lo cual se lo

hace pasar por el interior de la cámara o cuerpo del equipo.

A partir de este punto los circuitos generalmente varían según sea el modelo del calentador. En los calentadores abiertos el paso del gas al quemador es,

generalmente, regulado según la temperatura y el nivel del agua en el interior del cuerpo.

Para regular por la temperatura del agua, se utiliza generalmente una válvula automática termorreguladora que corta el pasaje de gas cuando la

temperatura del agua llega a un valor prefijado. Para regular de acuerdo al nivel del agua se agrega al anterior una

regulación del pasaje de gas según el nivel que ocupa el agua dentro del equipo, lo que se puede hacer con un controlador de nivel tipo CMA 401,

alimentando a una reguladora tipo DSG 7501. Un circuito simple de un calentador indirecto abierto se puede observar en

el esquema siguiente:

En los calentadores cerrados, además de los controles anteriores, se instala un tercer elemento que regula el paso del gas según sea la presión

del cuerpo en la zona superior, zona de vapor, donde se puede intercalar, en la línea de alimentación a los quemadores.

5.- MEDICIONES DE GAS

Considerando la importancia económica de todos los recursos que brinda

un Yacimiento y la necesidad en el mercado, el gas combustible se convierte en un producto de la misma o mayor importancia comercial que el petróleo.

Consecuentemente, el gas requiere atención en su producción, control, mediciones, y tratamiento. Sin la correcta medición de los caudales de gas

de cada pozo, no se pueden obtener cálculos reales de los índices de producción ni del volumen recuperable de las reservas.

La forma más usual de medición es provocando, mediante el uso de un orificio, una diferencia de presión que variará en forma proporcional al

caudal que pase por el mismo. Estas variaciones de presión se registran o leen en instrumentos que permitirán el cálculo o darán el resultado del

volumen en función de las variaciones de la temperatura, del diámetro del orificio, del diámetro del puente de medición y de la densidad del gas.

La primera condición que debe cumplir un gas para que sea medible con adecuada precisión, es la ausencia de sólidos y/o líquidos.

5.1 Sistema de Presión Diferencial (Puente de Medición)

Este sistema, también llamado Puente de Medición, se encuentra ubicado en los circuitos de flujo de instalaciones de campo, como por ejemplo a la salida de los separadores de control y/o generales de baterías y plantas,

separadores portátiles para pozos o rolos, entradas o salidas de plantas compresoras, entradas de consumo de turbogeneradores etc

Para registrar y/o medir los valores obtenidos, se utiliza un registrador gráfico o en algunos casos sistemas electrónicos (Daniel 3000) con un programa integral que, a través de un totalizador digital, puede obtener

toda la información sobre el caudal totalizado y/o instantáneo, a la vez que trasmitirlo.

5.2 Elementos de Medición

El Puente de Medición, tiene como principal elemento al orificio y su receptáculo, que puede ser una simple brida portaorificio o una válvula tipo Daniel: 1. Daniel Junior, que al no disponer de cámara estanca, obliga a la

despresurización del sistema para el cambio del orificio. 2. Daniel Senior, que al disponer de cámara estanca, permite el cambio de

orificio sin necesidad de quitar la presión del sistema.

En todos los casos están equipados con conexiones antes y después de la placa orificio para el correspondiente instrumento y puntos de purga para el líquido precipitado.

Placa orificio: Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo a las especificaciones AGA Nº 3. La Norma establece que el

borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados. Además indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros de tubería y el espesor del

borde aguas arriba del orificio. Este último no deberá exceder de: 1/50 del diámetro de la tubería y 1/8

del diámetro del orificio, adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos.

Por tal motivo es que algunas placas, cuyo espesor supera el espesor requerido para el borde del orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor establecido en la norma.

5.3 Registradores (Gasómetros)

En los sistemas de medición de gas se ha generalizado el uso de registradores que grafican en una carta circular los valores de presión

diferencial, presión estática y temperatura del período de tiempo seleccionado (que corresponderá a un giro completo del reloj impulsor del carta) y habitualmente puede ser de 24 horas o 7 días.

Los registros de presión y temperatura se realizan por intermedio de tres

plumas. Las señales de presión estática y temperatura son transmitidas por sistemas de similares características a los medidores instantáneos, como

manómetros y termómetros. La señal de presión diferencial proviene de un

conjunto de dos fuelles o diafragmas, que combinan las presiones tomadas

antes y después de la placa orificio.

El rango de presión diferencial está estandarizado en 0-100 pulgadas de agua, el de presión estática se determina por las presiones de trabajo de la instalación, con la capacidad del tubo de bourdon.

En algunos casos, y dependerá de las características de la medición (sensibilidad), se pueden encontrar registradores (o fuelles) de 0-50", 0-200", 0-300" y 0-400" de agua.

Se desprende entonces la importancia de estimar con anterioridad y lo más ajustadamente posible, el diámetro de orificio necesario para obtener

un registro diferencial cercano al 50% de la carta. El cuidado en la habilitación del registrador es otro de los importantes

factores a tener en cuenta, dado que si se aplica presión solamente en uno de los diafragmas, éste se inutilizará provocando lecturas erróneas y

consecuentemente información que dará resultados deficientes. Verificaciones al Poner en Servicio Purga de las tomas: antes de realizar práctica alguna de puesta en servicio de un registrador, se deben purgar las tomas de señal y/o las conexiones

de drenaje del elemento porta-orificios. Cero de la presión estática: Existen diferentes tipos de cartas para obtener el registro. Se debe utilizar solo la que corresponde al registrador que

se está operando. Luego de registrar el cero con una carta “borrador” colocada, se debe verificar que la pluma correspondiente coincida con el

cero de la misma sin presión en el registrador. La pluma dispone de un tornillo de ajuste, el que se debe girar hasta que coincida exactamente con el cero de la correspondiente carta o gráfico.

Siempre es conveniente recurrir a un instrumentista, no obstante es importante atender a la variante de que la calibración puede haber sido

realizada en presión absoluta o presión relativa, alternativa que es un factor del cálculo.

5.4 TRANSMISION Y CONTROL

Accionamiento Neumático

Los trasmisores y controladores neumáticos sirven para detectar una variación de una magnitud y transformarla en impulso de presión para

mover una válvula. Estos sistemas neumáticos son simples y no presentan problemas en la medida que se tenga cuidado con los elementos que componen las válvulas, el conexionado y la calidad y limpieza del gas o

aire utilizado. En algunas operaciones se utiliza el gas para hacer funcionar los sistemas,

en otras (más conveniente por el aspecto de seguridad) se instalan compresores de aire de bajos caudales ya que éstos sistemas son

herméticos y sus pérdidas y/o escapes son mínimos. Una aplicación de este sistema es el controlador de nivel que tiene un

flotante comandando una pequeña válvula que al actuar, envía gas o aire a

otra válvula cuyo diafragma mueve un obturador que abre y/o cierra el

flujo que se esté manejando.

Es de suma importancia para que un sistema de accionamiento neumático funcione bien, tener en cuenta, en el uso de las presiones para el sistema, que tanto el exceso como la falta de presión provocan inconvenientes y mal

rendimiento, los que muchas veces se atribuyen a otros motivos. La relación de las presiones que debe tener el diafragma, con las presiones

de las líneas de flujo, el tipo de obturadores de las válvulas, el gas de alimentación, el conexionado correcto, los valores máximos y mínimos a

usar deben conocerse y considerarse con mucha importancia. Se puede deducir que no cualquier comando o actuador funciona bien con cualquier válvula, ni que todas las válvulas operarán con la misma presión, por lo que

un cambio de cualquier componente del sistema debe ser estudiado para obtener el máximo rendimiento en su servicio.

Con sistemas de accionamiento neumático, se pueden realizar la más

variada gama de controles, de los cuales los más comunes son los siguientes:

° Control de nivel máximo y mínimo ° Control de presión máxima y mínima ° Control de temperatura máxima y mínima

° Control de interfase agua petróleo ° Control de interfase gas líquido

° Registro de presiones diferenciales ° Registro de presiones estáticas ° Sistemas de regulación de gas

° Sistemas de reducción de presión ° Sistemas de alivio de presión ° Control automático de operaciones

Todos ellos tienen que ver mayormente con el nivel y la presión, motivos

por los que los trasmisores y controladores, utilizando diferentes sistemas, envian las señales a las válvulas motoras automáticas.

5.5 LAZOS DE NIVEL

Controlador de nivel si-no (on-off) Uno de los modelos de controladores de nivel más difundidos por su

practicidad y economía, es el llamado CMA (tipo 401), se trata de un flotante que al transferir su movimiento al exterior acciona una rueda con topes regulables.

La letra F (bridado), Q (conexión rápida,vitaulic o de abrazadera) o T

(roscado) que acompaña a la sigla, indica el tipo de conexión.

La línea CMA es de accionamiento neumático y la línea CMEA es de accionamiento eléctrico.

El acoplamiento al recipiente puede efectuarse mediante una conexión tipo Grooved de 4 pulgadas, en cuyo caso se denomina CMAQ, o mediante una brida de 4 pulgadas, ASA 125 ó 150, en cuyo caso se denomina CMAF.

Una instalación tipo se observa en la foto adjunta.

El inconveniente que presenta este instrumento para el manejo de drenajes continuos de líquidos, es que el flotante tiene poco recorrido y como consecuencia, la acción si-no, sería muy frecuente, y perjudicial para

la válvula neumática.

La serie CMA de controladores de nivel líquido, se caracteriza por su rápido accionamiento facilitar una señal de control exacta y repetitiva. El desplazamiento del flotante originado por la variación del nivel, se

transmite a través de un mecanismo al piloto. Este posee dos topes cuya posición es ajustable y permiten efectuar el ajuste del punto de control de

nivel en una forma simple.

El sistema de ajuste o corrección, permite seleccionar la altura de nivel (set

point) así como el ancho de la banda muerta, en forma manual.

La figura siguiente inferior muestra los principales componentes, que son: ° Cuerpo

° Flotante y mecanismo del movimiento ° Rueda dentada y brazos de regulación

° Micro válvula de tres vías, donde se observa: la posición de ingreso del aire, la de venteo, y la de salida al cabezal de una válvula motora.

Al bajar el flotante del CMA, el tope de la rueda dentada mueve hacia arriba el brazo de accionamiento de la microválvula, lo que cierra la entrada de gas del sistema y abre el venteo. En esta situación, se escapa la

presión que mantenía presurizado el cabezal de la válvula neumática, lo que producirá su accionamiento, cerrando o abriendo la válvula según el

tipo y modelo.

Al aumentar el nivel, el flotante levanta su brazo y el tope de la rueda

dentada mueve hacia abajo el brazo de accionamiento de la microválvula, lo que provoca que se abra la entrada de aire y se cierre la salida al venteo.

De esta manera se recupera la presión sobre el diafragma de la válvula

reguladora , por lo que la misma accionará el obturador en el sentido inverso al anterior.

Por su diseño se emplea eficientemente en recipientes de medición de líquidos, en separadores de dos o tres fases (o como alarmas de alto y bajo

nivel). Es muy recomendable que el tipo de válvula de accionamiento neumática que completa el lazo sea de doble asiento.

En este caso, el diseño de doble asiento permite el equilibrio de las presiones sobre ambas caras del obturador. De esta forma, la válvula

trabaja suave y fácilmente.